Представитель в Республике Карелия
Свободный доступ к продуктам
Свободный доступ

Бесплатная юридическая помощь здесь

ГУБЕРНАТОР СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

УКАЗ

от 30 апреля 2021 года N 252-УГ


Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Свердловской области на период 2022 - 2026 годов



В соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 года N 35-ФЗ "Об электроэнергетике" и Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" постановляю:


1. Утвердить схему и программу развития электроэнергетики Свердловской области на период 2022 - 2026 годов (прилагаются).


2. Признать утратившим силу Указ Губернатора Свердловской области от 30.04.2020 N 224-УГ "Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Свердловской области на период 2021 - 2025 годов" ("Официальный интернет-портал правовой информации Свердловской области" (www.pravo.gov66.ru), 2020, 3 мая, N 25646) с изменением, внесенным Указом Губернатора Свердловской области от 15.12.2020 N 698-УГ.


3. Контроль за исполнением настоящего Указа возложить на Заместителя Губернатора Свердловской области С.В. Швиндта.


4. Настоящий Указ вступает в силу с 1 января 2022 года.


5. Настоящий Указ опубликовать на "Официальном интернет-портале правовой информации Свердловской области" (www.pravo.gov66.ru).



Губернатор
Свердловской области
Е.В.КУЙВАШЕВ


г. Екатеринбург
30 апреля 2021 года
N 252-УГ



Утверждены
Указом Губернатора
Свердловской области
от 30 апреля 2021 г. N 252-УГ



СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРИОД 2022 - 2026 ГОДОВ



Раздел 1. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРИОД 2022 - 2026 ГОДОВ


Схема и программа развития электроэнергетики Свердловской области на период 2022 - 2026 годов разработаны в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики".


Настоящие схема и программа учитывают:


1) Указ Президента Российской Федерации от 7 мая 2012 года N 596 "О долгосрочной государственной экономической политике";


2) Стратегию социально-экономического развития Свердловской области на 2016 - 2030 годы, утвержденную Законом Свердловской области от 21 декабря 2015 года N 151-ОЗ "О Стратегии социально-экономического развития Свердловской области на 2016 - 2030 годы";


3) проект схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 годы;


4) схемы теплоснабжения муниципальных образований, расположенных на территории Свердловской области, на территориях которых расположены объекты электроэнергетики Свердловской области;


5) социально-экономические, экономико-технологические, географические, экологические и ресурсные особенности Свердловской области;


6) сведения о действующих технических условиях на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей;


7) предложения системного оператора, сетевых организаций и исполнительных органов государственной власти Свердловской области по развитию электрических сетей и объектов генерации на территории Свердловской области.


Настоящие схема и программа являются основой для разработки инвестиционных программ территориальных сетевых организаций.


Основной целью разработки настоящих схемы и программы является подготовка предложений по развитию сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, обеспечению удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формированию стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики.


Основными задачами работы по разработке настоящих схемы и программы являются:


1) подготовка предложений по координированному планированию строительства и ввода в эксплуатацию (вывода из эксплуатации) объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;


2) подготовка предложений по развитию электрических сетей номинальным классом напряжения 0,4 кВ и выше по энергосистеме на пятилетний период для обеспечения надежного функционирования энергосистемы в долгосрочной перспективе;


3) информационное обеспечение деятельности исполнительных органов государственной власти Свердловской области при формировании политики в сфере электроэнергетики Свердловской области;


4) обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса Свердловской области.



Раздел 2. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Свердловская область - один из крупнейших регионов Российской Федерации, входящий в состав Уральского федерального округа. Свердловская область находится на Евразийском континенте в четвертом часовом поясе на стыке двух частей света - Европы и Азии, в пределах Уральского горного хребта - Северного и Среднего Урала, а также Восточно-Европейской и Западно-Сибирской равнин. Протяженность территории с запада на восток - около 560 км, с севера на юг - около 660 км. Площадь территории Свердловской области составляет 194,3 тыс. кв. км. Свердловская область граничит на юге с Курганской, Челябинской областями и Республикой Башкортостан, на западе - с Пермским краем, на северо-западе - с Республикой Коми, на северо-востоке - с Ханты-Мансийским автономным округом - Югрой, на востоке - с Тюменской областью.


Климат Свердловской области континентальный, средняя температура января - от -16 до -20 град. C, средняя температура июля - от +16 до +19 град. C, количество осадков - около 500 мм в год.


Численность постоянного населения Свердловской области на 1 января 2021 года составляла 4291886 человек. На территории Свердловской области расположены 47 городов, 26 поселков городского типа, 1802 сельских населенных пункта. Местное самоуправление осуществляется на территориях 94 муниципальных образований. В городах проживает около 85% населения. К наиболее крупным городам относятся Екатеринбург, Нижний Тагил, Каменск-Уральский, Первоуральск, Серов.


По большинству основных социально-экономических показателей развития Свердловская область входит в первую десятку регионов Российской Федерации.


Основная часть населения (более 80%) проживает в следующих промышленных районах: Серово-Богословском, Нижнетагильском, Верхнетагильском, Первоуральском, Екатеринбургском, Асбестовско-Артемовском, Каменск-Уральском, Полевском. Карта-схема Свердловской области с указанием районов приведена на рисунке 1*.


* Рисунок 1 не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.



Промышленность Свердловской области представлена преимущественно обрабатывающим производством. Профилирующие производства: металлургическое производство (черная и цветная металлургия), производство машин и оборудования, которые обладают высокой фондо- и материалоемкостью с высокой зависимостью от конъюнктуры сырьевых рынков. Добыча полезных ископаемых представлена добычей железных и медных руд, бокситов, асбеста.


В Свердловской области имеются собственные топливно-энергетические ресурсы. Запасы угля незначительны, имеются разведанные запасы нефти на северо-востоке Свердловской области, разработка их по состоянию на 1 февраля 2021 года не велась. В Красноуфимском районе ведется разведка месторождений газа, возможность добычи которого оценивается в размере 1,5 - 2 млрд. куб. м в год. Гидроэнергоресурсы представлены в основном малыми реками. Гидропотенциал оценивается в 300 МВт. На территории Свердловской области располагаются существенные запасы торфа (более 3 млрд. т у. т.). В 1985 году был достигнут максимальный уровень добычи торфа, который составил 3,5 млн. тонн. Добыча торфа и его использование на топливные нужды на протяжении длительного периода сокращались.



Раздел 3. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ



Глава 1. ХАРАКТЕРИСТИКА ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Суммарная установленная мощность электростанций энергосистемы Свердловской области на 1 февраля 2021 года составила 10557,701 МВт.


Более половины от всей установленной мощности энергосистемы - 50,9% (5378,5 МВт) - приходится на две электростанции: Рефтинскую ГРЭС и Среднеуральскую ГРЭС.


К наиболее крупным электростанциям, расположенным на территории Свердловской области, относятся Рефтинская ГРЭС, Среднеуральская ГРЭС, Верхнетагильская ГРЭС, Серовская ГРЭС, Ново-Свердловская ТЭЦ, Нижнетуринская ГРЭС и Белоярская АЭС.


Энергосистема Свердловской области входит в состав объединенной энергосистемы Урала. Оперативно-диспетчерское управление энергосистемой осуществляется филиалами АО "СО ЕЭС" "Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Урала" и "Региональное диспетчерское управление энергосистем Свердловской и Курганской областей".


Электросетевой комплекс энергосистемы Свердловской области достаточно развит, присутствуют ЛЭП класса напряжения 0,4-6-10-20-35-110-220-500 кВ. Суммарная протяженность ЛЭП 110-220-500 кВ на 1 февраля 2021 года, по данным сетевых организаций, составила 17,1 тыс. км. Суммарная мощность силовых трансформаторов (автотрансформаторов) с высшим номинальным напряжением 110-220-500 кВ на понизительных ПС и электростанциях энергосистемы Свердловской области на 1 февраля 2021 года составила 43,6 тыс. МВА.


Баланс мощности и электрической энергии энергосистемы Свердловской области является избыточным.


Крупнейшими генерирующими компаниями на территории Свердловской области являются АО "Кузбассэнерго", ПАО "Энел Россия", АО "Интер РАО - Электрогенерация", ПАО "ОГК-2", филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс" и АО "Концерн Росэнергоатом".


Крупнейшими сетевыми организациями на территории Свердловской области являются филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала, филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго", АО "Екатеринбургская электросетевая компания", АО "Облкоммунэнерго", а также Свердловская дирекция по энергообеспечению и Горьковская дирекция по энергообеспечению - структурные подразделения Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД". Часть объектов 220 - 110 кВ и ниже принадлежат организациям - потребителям электрической энергии.


Крупнейшими энергосбытовыми организациями на территории Свердловской области являются Свердловский филиал АО "ЭнергосбыТ Плюс", АО "Екатеринбургэнергосбыт", АО "Нижнетагильская Энергосбытовая компания", филиал АО "Русатом Инфраструктурные решения" в городе Новоуральске.



Глава 2. СТРУКТУРА И СОСТАВ УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ


Структура установленной мощности электрических станций, расположенных на территории энергосистемы Свердловской области, по состоянию на 1 февраля 2021 года представлена в таблице 1 и на рисунке 2.



Таблица 1



СТРУКТУРА УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ, РАСПОЛОЖЕННЫХ НА ТЕРРИТОРИИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, ПО СОСТОЯНИЮ НА 1 ФЕВРАЛЯ 2021 ГОДА

Номер строки

Тип электростанции

Установленная мощность (МВт)

Доля от установленной мощности энергосистемы Свердловской области (процентов)

1.

АЭС

1485

14,1

2.

ГЭС

7

0,1

3.

ТЭС

9065,701

85,8

4.

Итого

10557,701

100,0


85,8%

┌═══‰

││

││

││

││

││

││

││

││

││14,1%

││┌═══‰

││││0,1%

││││┌═══‰

┌═══┴═══┴═══┬════┴═══┴════┬═══┴═══┴════‰

ТЭС АЭС ГЭС

Рисунок 2. Структура установленной мощности электрических станций, расположенных на территории энергосистемы Свердловской области, по состоянию на 1 февраля 2021 года



Перечень электрических станций, расположенных на территории энергосистемы Свердловской области, по состоянию на 1 февраля 2021 года представлен в таблице 2.



Таблица 2



ПЕРЕЧЕНЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ, РАСПОЛОЖЕННЫХ НА ТЕРРИТОРИИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, ПО СОСТОЯНИЮ НА 1 ФЕВРАЛЯ 2021 ГОДА

Номер строки

Собственник, наименование электростанции

Установленная мощность (МВт)

Месторасположение электростанции

1

2

3

4

1.

АО "Концерн Росэнергоатом"

1485

-

2.

Белоярская АЭС

1485

г. Заречный

3.

АО "Интер РАО - Электрогенерация"

1062,15

-

4.

Верхнетагильская ГРЭС

1062,15

г. Верхний Тагил

5.

ПАО "ОГК-2"

451

-

6.

Серовская ГРЭС

451

г. Серов

7.

АО "Кузбассэнерго"

3800

-

8.

Рефтинская ГРЭС

3800

пос. Рефтинский

9.

ПАО "Энел Россия"

1578,5

-

10.

Среднеуральская ГРЭС

1578,5

г. Среднеуральск

11.

Филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс"

1348

-

12.

Ново-Свердловская ТЭЦ

557

г. Екатеринбург

13.

Нижнетуринская ГРЭС

484

г. Нижняя Тура

14.

Академическая ТЭЦ

228

г. Екатеринбург

15.

Свердловская ТЭЦ

24

г. Екатеринбург

16.

Верхотурская ГЭС

7

Верхотурский район (река Тура)

17.

Первоуральская ТЭЦ

24

г. Первоуральск

18.

ТЭЦ Уральского турбомоторного завода

24

г. Екатеринбург

19.

Филиал "РУСАЛ Каменск-Уральский"

121

-

20.

Красногорская ТЭЦ

121

г. Каменск-Уральский

21.

Филиал "РУСАЛ Краснотурьинск"

135,5

-

22.

Богословская ТЭЦ

135,5

г. Краснотурьинск

23.

ОАО "Богдановичская генерирующая компания"

8,6

-

24.

Богдановичская ТЭЦ

8,6

г. Богданович

25.

АО "ГТ Энерго"

60

-

26.

Режевская ГТ-ТЭЦ

18

г. Реж

27.

Екатеринбургская ГТ-ТЭЦ

18

г. Екатеринбург

28.

Ревдинская ГТ-ТЭЦ

24

г. Ревда

29.

АО "ЕВРАЗ КГОК"

50

-

30.

Качканарская ТЭЦ

50

г. Качканар

31.

АО "ЕВРАЗ НТМК"

149,9

-

32.

ТЭЦ НТМК

149,9

г. Нижний Тагил

33.

АО "НПК "Уралвагонзавод" имени Ф.Э. Дзержинского"

108

-

34.

ТЭЦ УВЗ

108

г. Нижний Тагил

35.

ЗАО Межотраслевой концерн "Уралметпром", ООО "ТГ-1", ООО "ТГ-2"

70,5

-

36.

ТЭЦ ВИЗа

70,5

г. Екатеринбург

37.

АО "Синарская ТЭЦ"

12

-

38.

ТЭЦ Синарского трубного завода

12

г. Каменск-Уральский

39.

ПАО "СУМЗ"

21,5

-

40.

Мини-ТЭЦ ПАО "СУМЗ"

21,5

г. Ревда

41.

АО "Русатом Инфраструктурные решения"

24,9

-

42.

ТЭЦ в г. Новоуральске

24,9

г. Новоуральск

43.

АО "Невьянский цементник"

24,9

-

44.

Невьянская ТЭС

24,9

пос. Цементный

45.

ООО "Газпром трансгаз Екатеринбург"

8

-

46.

ГТЭС-4 АРП Сысерть

4

г. Сысерть

47.

ГТЭС АРП Арамиль

4

г. Арамиль

48.

АО "Уралэлектромедь"

2,4

-

49.

Мини-ТЭЦ ПСЦМ АО "Уралэлектромедь"

2,4

г. Кировград

50.

АО "НЛМК-Урал"

10,951

-

51.

Энергоцентр "Березовский"

6,451

г. Березовский

52.

Энергокомплекс г. Нижние Серги

4,5

г. Нижние Серги

53.

ООО "Штарк Энерджи Серов"

24,9

-

54.

ТЭЦ ПАО "НМЗ"

24,9

г. Серов

55.

Итого по энергосистеме Свердловской области

10557,701

-


Структура распределения установленной мощности электрических станций с разбивкой по субъектам электроэнергетики Свердловской области по состоянию на 1 февраля 2021 года приведена на рисунке 3.


36%

┌═══‰

││

││

││

││

││

││

15% ││

┌═══‰ ││14%

││││┌═══‰ 13%

││││││┌═══‰

││││││10% ││

││││││┌═══‰ ││8%

││││││││4% ││┌═══‰

││││││││┌═══‰ ││││

││││││││││││││

┌═══┴═══┴════┬══════┴═══┴════════┬═════┴═══┴════┬═══════┴═══┴═════┬═════┴═══┴═════┬════┴═══┴═════┬════┴═══┴════‰

ПАО "Энел АО "Кузбассэнерго" ОАО "Концерн АО "Интер РАО - ПАО "ОГК-2" Филиал Прочие

Россия" (3800 МВт) Росэнергоатом" Электрогенерация" (451 МВт) "Свердловский" производители

(1578,5 МВт) (1485 МВт) (1062,15 МВт) ПАО "Т Плюс" электроэнергии

(1348 МВт) (833,051 МВт)

Рисунок 3. Структура распределения установленной мощности электрических станций Свердловской области по состоянию на 1 февраля 2021 года




Глава 3. ВОЗРАСТНАЯ СТРУКТУРА ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ


С 1 марта 2020 года по 1 февраля 2021 года существенных изменений в возрастной структуре оборудования электрических станций на территории энергосистемы Свердловской области не произошло. В указанный период проведены следующие мероприятия:


1) введено в эксплуатацию генерирующее оборудование энергоцентра "Березовский" (АО "НЛМК-Урал") установленной мощностью 6,451 МВт;


2) введено в эксплуатацию генерирующее оборудование ТЭЦ ПАО "НМЗ" (ООО "Штарк Энерджи Серов") установленной мощностью 24,9 МВт;


3) выведено из эксплуатации генерирующее оборудование ТЭЦ-19 (филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс") установленной мощностью 8,5 МВт;


4) выведено из эксплуатации генерирующее оборудование ТЭЦ РТИ (ПАО "Уральский завод резиновых технических изделий") установленной мощностью 6 МВт.


По состоянию на 1 февраля 2021 года доля мощностей, введенных с начала 2011 года, составила 28,8%. Мощность генерирующего оборудования, введенного более 60 лет назад (до 1960 года), составила 3,1%. Возрастная структура оборудования электростанций Свердловской области на 1 февраля 2021 года представлена в приложении N 1 к настоящим схеме и программе. График введенной мощности от установленной на 1 февраля 2021 года показан на рисунке 4.


проценты

100 ‰ ┌══════‰ ┌══════‰ ┌══════‰ ┌══════‰ ┌══════‰ ┌══════‰ ┌══════‰

││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

90 ┤│xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

80 ┤│xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

70 ┤│xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

60 ┤│xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

50 ┤│xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

40 ┤│xxxxxx│ │xxxxxx│ ├══════┤│xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

││xxxxxx│ │xxxxxx│ │││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

30 ┤│xxxxxx│ │xxxxxx│ │││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

││xxxxxx│ │xxxxxx│ │40,0 ││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ ├══════┤

20 ┤│xxxxxx│ ├══════┤│││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ ││

││xxxxxx│ │20,5 ││││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ ││

10 ┤├══════┤│││││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │28,8 │

││3,1 │││││├═5,5══┤ │0,3 │├══2,0═┤ ││

0 └══┴══════┴═┬══┴══════┴══┬══┴══════┴══┬══┴══════┴══┬══┴══════┴══┬══┴══════┴══┬══┴══════┴═══‰

до 1960 1961 - 1970 1971 - 1980 1981 - 1990 1991 - 2000 2001 - 2010 2011 - 2020 год


┌══════‰

│xxxxxx│ Установленная мощность, проценты

└══════…

┌══════‰

││Вводимая в процентах от установленной, проценты

└══════…

Рисунок 4. График введенной мощности от установленной на 1 февраля 2021 года




Глава 4. ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО ХОЗЯЙСТВА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Основу электросетевого комплекса энергосистемы Свердловской области составляют электрические сети напряжением 0,4-6-10-20-35-110-220-500 кВ. Основные характеристики электросетевого хозяйства Свердловской области:

ПС 500 кВ

-

6 штук;

ПС (ПП) 220 кВ

-

40 штук;

ПС 110 кВ

-

603 штуки;

ПС 35 кВ

-

165 штук;

ТП 10-6/0,4 кВ

-

более 16080 штук;

ЛЭП 500 кВ

-

1988,2 км;

ЛЭП 220 кВ

-

3500,2 км;

ЛЭП 110 кВ

-

11564,4 км;

ЛЭП 35-0,4 кВ

-

более 61600 км.


С 1 марта 2020 года по 1 февраля 2021 года в части характеристик электросетевого комплекса на территории энергосистемы Свердловской области произошли следующие изменения:


1) в 2020 году введена в эксплуатацию ПС 110 кВ Известь с установкой трансформатора 110/10 кВ мощностью 16 МВА с присоединением к сети ответвлением от ВЛ 110 кВ Кадниковская - Свобода;


2) в 2020 году для проведения пусконаладочных работ поставлен под напряжение силовой трансформатор Т-1 мощностью 10 МВА ПС 110 кВ Балтымская. Ввод в эксплуатацию Т-1 планируется осуществить во II квартале 2021 года;


3) в 2020 году на ПС 110 кВ Горный Щит выведен из эксплуатации Т-2 мощностью 16 МВА с последующей заменой на новый в рамках реконструкции ПС 110 кВ Горный Щит.


Основные характеристики приведены по данным наиболее крупных сетевых организаций на территории Свердловской области, таких как филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала", филиал "Свердловэнерго" ОАО "МРСК Урала", АО "Екатеринбургская электросетевая компания", АО "Облкоммунэнерго" и ОАО "РЖД". На территории Свердловской области также функционирует более 45 территориальных сетевых организаций. Характеристика электросетевого комплекса Свердловской области по классам напряжения на 1 февраля 2021 года приведена в приложении N 2 к настоящим схеме и программе.



Глава 5. ОСНОВНЫЕ ВНЕШНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СВЯЗИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Энергосистема Свердловской области входит в объединенную энергосистему Урала и граничит с энергосистемами Пермского края, Челябинской и Курганской областей, Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов, Республики Башкортостан. Внешние электрические связи энергосистемы Свердловской области представлены в таблице 3.



Таблица 3



ВНЕШНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СВЯЗИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Номер строки

Наименование энергосистемы

Диспетчерское наименование линии электропередачи

1

2

3

1.

Энергосистема Пермского края

ВЛ 500 кВ Тагил - Калино

2.

ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Емелино

3.

ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ

4.

ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар

5.

ВЛ 220 кВ Красноуфимская - Ирень

6.

ВЛ 220 кВ Ирень - Партизанская

7.

ВЛ 110 кВ Красноуфимская - Романовка I и II цепь

8.

ВЛ 110 кВ Качканар - Промысла с отпайками

9.

ВЛ 110 кВ Глухарь - Шамары

10.

ВЛ 110 кВ Европейская - Чекмень

11.

ВЛ 110 кВ Глухарь - Платоновская

12.

Энергосистема Челябинской области

ВЛ 500 кВ Исеть - Козырево

13.

ВЛ 500 кВ Курчатовская - Шагол

14.

ВЛ 220 кВ Белоярская АЭС - Мраморная

15.

ВЛ 220 кВ Кунашак - Каменская

16.

ВЛ 110 кВ Нижняя-т - 19 км

17.

ВЛ 110 кВ Уфалей - Малахит I цепь с отпайкой на ПС Ново-Ивановская

18.

ВЛ 110 кВ Уфалей - Малахит II цепь с отпайками

19.

ВЛ 35 кВ Рыбниково - Ларино

20.

Энергосистема Курганской области

ВЛ 220 кВ Высокая - Каменская

21.

ВЛ 110 кВ Каменская - В. Ключи с отпайками на ПС ЖБК

22.

ВЛ 110 кВ Колчедан - Чуга-Т

23.

Энергосистема Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов

ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС - Тюмень N 1 и N 2

24.

ВЛ 220 кВ Тюмень - Тавда

25.

ВЛ 110 кВ Велижаны - Увал с отпайкой на ПС Чугунаево

26.

ВЛ 110 кВ МДФ - Тавда с отпайками

27.

ВЛ 110 кВ Сотник - Тавда N 2 с отпайками

28.

ВЛ 110 кВ Молчаново - Устье с отпайками

29.

ВЛ 110 кВ Гужевое - Кармак

30.

ВЛ 110 кВ Перевалово - Верховино

31.

ВЛ 110 кВ Картопья - Атымья N 1 и N 2 с отпайками

32.

Энергосистема Республики Башкортостан

ВЛ 35 кВ Сажино - Усть-Икинск



Глава 6. АНАЛИЗ БАЛАНСА РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ НАПРЯЖЕНИЕМ 110 КВ И ВЫШЕ, А ТАКЖЕ РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ВВОДУ ИСТОЧНИКОВ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ И СРЕДСТВ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ


Напряжение в электрической сети 110-220-500 кВ энергосистемы Свердловской области контролируется и регулируется в контрольных пунктах по напряжению. Заданные уровни напряжений в контрольных пунктах выдерживаются путем отдачи субъектам электроэнергетики команд на изменение режима работы генерирующего оборудования по реактивной мощности, режима работы средств компенсации реактивной мощности, коэффициента трансформации автотрансформаторов и иное.


В целях регулирования напряжения в сети 110-220-500 кВ энергосистемы Свердловской области на энергообъектах установлены и используются следующие виды средств компенсации реактивной мощности: шунтирующие реакторы и батареи статических конденсаторов. Суммарная установленная мощность средств компенсации реактивной мощности на 1 февраля 2021 года составила 976,72 Мвар.


Перечень существующих средств компенсации реактивной мощности с номинальным напряжением 110 кВ и выше и их характеристики приведены в приложении N 3 к настоящим схеме и программе.


Анализ баланса реактивной мощности в электрической сети 110-220-500 кВ энергосистемы Свердловской области показывает, что существующих средств компенсации реактивной мощности и других устройств (оборудования), обеспечивающих регулирование напряжения, достаточно для поддержания напряжения в сети в допустимых пределах, разработка рекомендаций по вводу дополнительных источников реактивной мощности и средств компенсации реактивной мощности не требуется.



Глава 7. ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Период с 2016 до начала 2018 года характеризуется приростом потребления электрической энергии в энергосистеме Свердловской области, что связано с восстановлением экономической ситуации после введенных ранее внешних экономических санкций.


В 2020 году зафиксировано существенное снижение потребления электрической энергии в энергосистеме Свердловской области. В 2020 году по сравнению с 2019 годом потребление электрической энергии снизилось на 4,0%, что связано с эпидемиологическими факторами (распространение новой коронавирусной инфекции (COVID-19)).


Динамика потребления электрической энергии энергосистемы Свердловской области за 2016 - 2020 годы представлена в таблице 4 и на рисунке 5. Динамика потребления электрической энергии энергосистемы Свердловской области по отношению к предыдущему году показана на рисунке 6.



Таблица 4



ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ ЗА 2016 - 2020 ГОДЫ

Номер строки

Наименование показателя

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

1.

Потребление электрической энергии, млн. кВт.ч

42426,0

42872,1

43489,6

43078,8

41347,0

2.

Абсолютный прирост потребления электрической энергии (по отношению к предшествующему году), млн. кВт.ч

-514,6

446,1

617,5

-410,8

-1731,8

3.

Динамика потребления электрической энергии (по отношению к предшествующему году), процентов

-1,2

1,1

1,4

-0,9

-4,0


млн. кВт.ч

44000,0 ┤

43500,0 ┤43489,6

│┌══════‰ 43078,8

43000,0 ┤42872,1 ││┌══════‰

│┌══════‰ ││││

42500,0 ┤42426,0 ││││││

│┌══════‰ ││││││

42000,0 ┤││││││││

│││││││││

41500,0 ┤││││││││41347,0

│││││││││┌══════‰

41000,0 ┤││││││││││

│││││││││││

40500,0 ┤││││││││││

│││││││││││

40000,0 ┼═══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═‰

2016 2017 2018 2019 2020 год

Рисунок 5. Динамика потребления электрической энергии энергосистемы Свердловской области за 2016 - 2020 годы



Динамика

потребления

в процентах

2,0 ‰

│1,4

│1,1 ┌══════‰

1,0 ┤┌════‰ ││

│││││

│││││

│││││

│││││

│││││

0,0 ┼════┬══════┬═┬══┴════┴══┬═┴══════┴═┬═┬══════┬═┬═┬══════┬═‰

││2016 │2017 2018 │2019 ││2020 │год

│││││││

│││││││

│││└══════…││

-1,0 ┤││-0,9 ││

│└══════…││

│-1,2 ││

│││

-2,0 ┤││

│││

│││

│││

-3,0 ┤││

│││

│││

│││

-4,0 ┤└══════…

│-4,0

-5,0 …

Рисунок 6. Динамика потребления электрической энергии энергосистемы Свердловской области по отношению к предыдущему году



Период с 2016 до конца 2020 года характеризуется разнонаправленной динамикой изменения максимумов потребления мощности. Одним из определяющих факторов, который оказывает влияние на величину максимума потребления мощности энергосистемы, является температура наружного воздуха.


Годовые объемы потребления электрической энергии в большей степени определяют объективную динамику потребления электрической энергии и мощности, преимущественно обусловленную макроэкономическими факторами, поскольку на годовом интервале климатические факторы в основном нивелированы.


По сравнению с 2019 годом в 2020 году максимум потребления мощности уменьшился на 443 МВт, или на 6,9%. На такое значительное снижение потребления помимо температурного фактора также оказал влияние эпидемиологический фактор (распространение новой коронавирусной инфекции (COVID-19)).


Динамика изменения максимума потребления мощности энергосистемы Свердловской области за 2016 - 2020 годы представлена в таблице 5. Годовой максимум потребления мощности энергосистемы Свердловской области показан на рисунке 7. График изменения максимумов потребления мощности энергосистемы Свердловской области по отношению к предыдущему году приведен на рисунке 8.



Таблица 5



ДИНАМИКА ИЗМЕНЕНИЯ МАКСИМУМА ПОТРЕБЛЕНИЯ МОЩНОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ ЗА 2016 - 2020 ГОДЫ

Номер строки

Наименование показателя

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

1.

Собственный максимум потребления мощности, МВт

6620

6460

6349

6456

6013

2.

Абсолютный прирост потребления мощности (по отношению к предшествующему году), МВт

297

-160

-111

107

-443

3.

Темпы прироста (по отношению к предшествующему году), процентов

4,7

-2,4

-1,7

1,7

-6,9


МВт

6700 ‰ 6620

│┌══════‰

6600 ┤││

│││

6500 ┤││6460

│││┌══════‰ 6456

6400 ┤││││┌══════‰

│││││6349 ││

6300 ┤││││┌══════‰ ││

│││││││││

6200 ┤││││││││

│││││││││

6100 ┤││││││││

│││││││││6013

6000 ┤││││││││┌══════‰

│││││││││││

5900 ┤││││││││││

│││││││││││

5800 ┤││││││││││

│││││││││││

5700 ┼════┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═‰

2016 2017 2018 2019 2020 год

Рисунок 7. Годовой максимум потребления мощности энергосистемы Свердловской области



Изменение максимума

нагрузки в процентах

6,0 ‰

│4,7

│┌══════‰

4,0 ┤││

│││

│││

│││

2,0 ┤││1,7

│││┌══════‰

│││││

│││││

0,0 ┼════┴══════┴═┬═┬══════┬═┬═┬══════┬═┬═┴══════┴═┬═┬══════┬══‰ год

│2016 │2017 ││2018 │2019 │2020 │

│││││││

│││└══════…││

-2,0 ┤││-1,7 ││

│└══════…││

│-2,4 ││

│││

-4,0 ┤││

│││

│││

│││

-6,0 ┤││

│└══════…

│-6,9

-8,0 …

Рисунок 8. График изменения максимумов потребления мощности энергосистемы Свердловской области по отношению к предыдущему году




Глава 8. СТРУКТУРА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ. ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ КРУПНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ


В структуре потребления электрической энергии Свердловской области преобладают промышленные потребители. Наибольшую долю в электропотреблении составляют потребители черной и цветной металлургии - около 28%, население - около 11%, собственные нужды электростанций (энергетика) - около 8%, добывающая промышленность - около 5%.


Структура потребления электрической энергии Свердловской области показана на рисунке 9.


Перечень наиболее крупных существующих потребителей электрической энергии в энергосистеме Свердловской области приведен в приложении N 4 к настоящим схеме и программе.


Перечень наиболее крупных перспективных потребителей электрической энергии в энергосистеме Свердловской области приведен в приложении N 5 к настоящим схеме и программе.


38%

┌═══‰

││

28% ││

┌═══‰ ││

││││

││││

││││

││││

││││11%

││8% ││┌═══‰

││┌═══‰ ││││

││││5% ││││4%

││││┌═══‰ 2% ││││┌═══‰ 2%

││││││1% ┌═══‰ ││1% ││││┌═══‰

││││││┌═══‰ ││││┌═══‰ ││││││

┌═══┴═══┴════┬═══┴═══┴═══┬════┴═══┴═════┬════┴═══┴════┬════┴═══┴═════┬════┴═══┴══════┬════┴═══┴══════┬═══┴═══┴═══┬═══┴═══┴═══┬═══┴═══┴═════‰

Черная и Энергетика Добывающая Перекачка Химическая Другие виды Производство Население Электро- Потери ЕНЭС

цветная промышленность нефти и газа промышленность деятельности стройматериалов транспорт

металлургия

Рисунок 9. Структура потребления электрической энергии Свердловской области




Глава 9. СТРУКТУРА ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ПО ТИПАМ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ВИДАМ СОБСТВЕННОСТИ


Производство электрической энергии в энергосистеме Свердловской области в 2020 году составило 56417,0 млн. кВт.ч, что выше уровня 2019 года на 176,7 млн. кВт.ч.


Структура выработки электрической энергии в 2016 - 2020 годах представлена в таблице 6 и на рисунке 10.



Таблица 6



СТРУКТУРА ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В 2016 - 2020 ГОДАХ

Номер строки

Год

Производство электрической энергии, всего (млн. кВт.ч)

В том числе

АЭС

ТЭС

ГЭС

млн. кВт.ч

доля (процентов)

млн. кВт.ч

доля (процентов)

млн. кВт.ч

доля (процентов)

1.

2016

51403,2

8399,8

16,34

42984,2

83,62

19,2

0,04

2.

2017

54779,9

10201,9

18,62

44551,8

81,33

26,2

0,05

3.

2018

54800,6

8838,2

16,13

45942,5

83,83

19,8

0,04

4.

2019

56240,3

9778,69

17,38

46441,8

82,58

19,8

0,04

5.

2020

56417,0

10831,05

19,20

45564,3

80,76

21,6

0,04


млн. кВт.ч

┌═══════‰

┌═══════‰ ┌═══════‰ │19,8 │┌════════‰

┌═══════‰ │26,2 ││19,8 ││yyyyyyy│ │21,6 │

│19,2 ││yyyyyyy│ │yyyyyyy│ ├═══════┤│yyyyyyyy│

│yyyyyyy│ ├═══════┤├═══════┤││├════════┤

├═══════┤│││││9778,69│ ││

50000 ‰ │││10201,9│ │8838,2│ │││10831,05│ ┌═‰

││8399,8 │││├═══════┤├═══════┤│││y│ ГЭС

│││├═══════┤│xxxxxxx│ │xxxxxxx│ ├════════┤└═…

│├═══════┤│xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ ┌═‰

40000 ┤│xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ ││АЭС

││xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ └═…

││xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ ┌═‰

││xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │x│ ТЭС

30000 ┤│xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ └═…

││xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│

││xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│

││42984,2│ │44551,8│ │45942,5│ │46441,8│ │45564,3 │

20000 ┤│xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│

││xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│

││xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│

││xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│

10000 ┤│xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│

││xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│

││xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│

││xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│

0 ┼══┴═══════┴═══┬═══┴═══════┴═══┬═══┴═══════┴═══┬═══┴═══════┴═══┬══┴════════┴══‰

2016 2017 2018 2019 2020 год

Рисунок 10. Структура выработки электрической энергии в 2016 - 2020 годах




Глава 10. ХАРАКТЕРИСТИКА БАЛАНСОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ ЗА 2016 - 2020 ГОДЫ


В период с 2016 по 2020 год энергосистема Свердловской области была избыточной как по мощности, так и по электрической энергии. Баланс электрической энергии энергосистемы Свердловской области приведен в таблице 7. Баланс мощности энергосистемы Свердловской области приведен в таблице 8.



Таблица 7



БАЛАНС ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Номер строки

Наименование показателя

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

1.

Потребление электрической энергии, млн. кВт.ч

42426,0

42872,1

43489,6

43078,8

41347,0

2.

Производство, млн. кВт.ч

51403,2

54779,9

54800,6

56240,3

56417,0

3.

Избыток (-)/дефицит (+), млн. кВт.ч

-8977,2

-11907,8

-11311,0

-13161,5

-15070,0



Таблица 8



БАЛАНС МОЩНОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Номер строки

Наименование показателя

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

1.

Собственный максимум потребления мощности, МВт

6620

6460

6349

6456

6013

2.

Генерация, МВт

8406

7714

7932

7802

7568

3.

Избыток (-)/дефицит (+), МВт

-1786

-1254

-1583

-1346

-1555


Избытки сальдо перетоков электрической энергии и мощности энергосистемы Свердловской области за 2016 - 2020 годы приведены на рисунках 11 и 12.


млн. кВт.ч

16000 ‰

│15070,0

│┌═════‰

14000 ┤││

│13161,5 ││

│┌═════‰ ││

12000 ┤11907,8 ││││

│┌═════‰ 11311,0 ││││

│││┌═════‰ ││││

10000 │││││││││

│8977,2 ││││││││

│┌═════‰ ││││││││

8000 ┤││││││││││

│││││││││││

│││││││││││

6000 ┤││││││││││

│││││││││││

│││││││││││

4000 ┤││││││││││

│││││││││││

│││││││││││

2000 ┤││││││││││

│││││││││││

│││││││││││

0 ┼═┴═════┴═┬═┴═════┴═┬═┴═════┴══┬═┴═════┴═┬═┴═════┴══‰

2016 2017 2018 2019 2020 год

Рисунок 11. Избыток сальдо перетоков электрической энергии энергосистемы Свердловской области за 2016 - 2020 годы



МВт

2000 ‰

1800 │1786

│┌══════‰

1600 ┤││1583 1555

│││┌══════‰ ┌══════‰

1400 ┤││1254 ││1346 ││

│││┌══════‰ ││┌══════‰ ││

1200 ┤││││││││││

│││││││││││

1000 ┤││││││││││

│││││││││││

800 ┤││││││││││

│││││││││││

600 ┤││││││││││

│││││││││││

400 ┤││││││││││

│││││││││││

200 ┤││││││││││

│││││││││││

0 ┼═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═‰

2016 2017 2018 2019 2020 год

Рисунок 12. Избыток сальдо перетоков мощности энергосистемы Свердловской области за 2016 - 2020 годы




Глава 11. МОНИТОРИНГ ПРИРОСТА ФАКТИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ, А ТАКЖЕ ПОСТУПАЮЩИХ ЗАЯВОК ОБ ОСУЩЕСТВЛЕНИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРИСОЕДИНЕНИЯ В ГОРОДЕ ЕКАТЕРИНБУРГЕ


Данные мониторинга прироста фактической нагрузки, а также поступающих заявок об осуществлении технологического присоединения в энергорайонах города Екатеринбурга, в которых фиксируется наибольшее количество таких заявок (Екатеринбургский энергорайон, энергорайон ПС 110 кВ Сибирская, энергорайон транзита 110 кВ Южная - Нижне-Исетская - Сибирская), приведены на рисунках 13 - 18.


Анализ приведенных на рисунках 13 - 18 графиков свидетельствует об отсутствии прироста потребления электрической мощности в энергорайонах города Екатеринбурга, в которых фиксируется наибольшее количество поступающих заявок об осуществлении технологического присоединения.


Суммарная

максимальная

мощность

Потребление энергопринимающих

энергорайона, устройств,

МВт МВт

1600 ‰ 1533 1502 ┌400,0

│1435 x 1453 x 1488 │

┤x x x 1441 ├350,0

│x │

1200 ┤290,0 ├300,0

│┌══════‰ │

┤││├250,0

││││

800 ┤││181,9 ├200,0

│││┌══════‰ 153,9 │

┤││││126,0 127,7 ┌══════‰ 131,6 ├150,0

│││││┌══════‰ ┌══════‰ ││┌════════‰ │

400 ┤││││││││││││├100,0

││││││││││││││

┤││││││││││││├50,0

││││││││││││││

0 ┼═══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴════════┴═┤0,0

2015 год 2016 год 2017 год 2018 год 2019 год 2020 год


┌═════‰

││максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителей,

└═════…процедура технологического присоединения в отношении которых

завершена, МВт


x потребления энергорайона, МВт

Рисунок 13. Динамика прироста фактической нагрузки в Екатеринбургском энергорайоне



Суммарная

максимальная

мощность

энергопринимающих

устройств, МВт

500 ‰

│467,3

│┌══════‰

400 ┤││

│││

300 ┤││

│││

200 ┤││193,1

│││┌══════‰

│││││

100 ┤││││

│││││27,5

│││││┌══════‰ 19,7

│││││14,8 ││┌══════‰

│││││6,1 ┌══════‰ ││││

│││││┌══════‰ ││││││

0 ┼═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴══┬═┴══════┴══┬═┴══════┴═‰

2021 год 2022 год 2023 год 2024 год 2025 год 2026 год


┌═════‰

││максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителей,

└═════…планируемых к присоединению в соответствующем году, МВт

Рисунок 14. Объем поступающих заявок об осуществлении технологического присоединения в Екатеринбургском энергорайоне



Суммарная

максимальная

мощность

Потребление энергопринимающих

энергорайона, устройств,

МВт МВт

500 ‰ 478 483 477 ┌200,0

│x x 460 x 465 │

450 ┤x x 446 ├180,0

│x │

400 ┤├160,0

││

350 ┤├140,0

││

300 ┤├120,0

││

250 ┤├100,0

│86,7 │

200 ┤┌══════‰ 74,9 ├80,0

│││┌══════‰ │

150 ┤││││47,2 ├60,0

│││││┌══════‰ 39,5 │

100 ┤││││35,5 34,8 ││┌════════‰├ 40,0

│││││┌══════‰ ┌══════‰ │││││

50 ┤││││││││││││├20,0

││││││││││││││

0 ┼═══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴════════┴┼0,0

2015 год 2016 год 2017 год 2018 год 2019 год 2020 год


┌═════‰

││максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителей,

└═════…процедура технологического присоединения в отношении которых

завершена, МВт


x потребления энергорайона, МВт

Рисунок 15. Динамика прироста фактической нагрузки в энергорайоне ПС 110 кВ Сибирская



Суммарная

максимальная

мощность

энергопринимающих

устройств, МВт

500 ‰

400 ┤

300 ┤

200 ┤196,9

│┌══════‰

│││111,0

│││┌══════‰

100 ┤││││

│││││6,4 7,2

│││││0,1 ┌══════‰ ┌══════‰

│││││┌══════‰ ││││0,0

0 ┼══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴══┬═┴══════┴══┬═┴═══════┴══‰

2021 год 2022 год 2023 год 2024 год 2025 год 2026 год


┌═════‰

││максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителей,

└═════…планируемых к присоединению в соответствующем году, МВт

Рисунок 16. Объем поступающих заявок об осуществлении технологического присоединения в энергорайоне ПС 110 кВ Сибирская



Суммарная

максимальная

мощность

Потребление энергопринимающих

энергорайона, устройств,

МВт МВт

150 ‰ ┌100,0

│136 │

│133 131 130 x ├90,0

│x 124 x x │

│115 x ├80,0

│x │

100 ┤├70,0

││

│├60,0

││

│├50,0

││

│├40,0

50 ┤31,9 │

│┌══════‰ ├30,0

│21,1 │││

│┌══════‰ ││16,9 18,7 ├20,0

│││││13,5 14,1 ┌══════‰ ┌══════‰ │

│││││┌══════‰ ┌══════‰ ││││├10,0

││││││││││││││

0 ┼═══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┴═┴══════┴═┼0,0

2015 год 2016 год 2017 год 2018 год 2019 год 2020 год


┌═════‰

││максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителей,

└═════…процедура технологического присоединения в отношении которых

завершена, МВт


x потребления энергорайона, МВт

Рисунок 17. Динамика прироста фактической нагрузки в энергорайоне транзита 110 кВ Южная - Нижне-Исетская - Сибирская



Суммарная

максимальная

мощность

энергопринимающих

устройств, МВт

150 ‰

100 ┤

│74,9

│┌══════‰

│││

│││

50 ┤││33,6

│││┌══════‰

│││││

│││││2,0

│││││0,0 0,0 ┌══════‰ 0,0

0 ┼═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴══┬═┴══════┴═┬═┴═══════┴‰

2021 год 2022 год 2023 год 2024 год 2025 год 2026 год


┌═════‰

││максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителей,

└═════…планируемых к присоединению в соответствующем году, МВт

Рисунок 18. Объем поступающих заявок об осуществлении технологического присоединения в энергорайоне транзита 110 кВ Южная - Нижне-Исетская - Сибирская




Глава 12. УСТАНОВЛЕННАЯ ТЕПЛОВАЯ МОЩНОСТЬ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ


Информация об установленной тепловой мощности, основном и резервном топливе электростанций, находящихся на территории Свердловской области, по состоянию на 1 февраля 2021 года представлена в таблице 9.



Таблица 9



УСТАНОВЛЕННАЯ ТЕПЛОВАЯ МОЩНОСТЬ, ОСНОВНОЕ И РЕЗЕРВНОЕ ТОПЛИВО ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ, НАХОДЯЩИЕСЯ НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, ПО СОСТОЯНИЮ НА 1 ФЕВРАЛЯ 2021 ГОДА

Номер строки

Наименование энергообъекта

Тепловая мощность (Гкал/ч)

Основное топливо

Резервное топливо

1

2

3

4

5

1.

АО "Концерн Росэнергоатом"

-

-

-

2.

Белоярская АЭС

342

ядерное

отсутствует

3.

АО "Интер РАО - Электрогенерация"

-

-

-

4.

Верхнетагильская ГРЭС

240

природный газ

мазут, дизельное топливо (аварийное топливо для ПГУ)

5.

ПАО "ОГК-2"

-

-

-

6.

Серовская ГРЭС

0

природный газ

дизельное топливо (аварийное топливо для ПГУ)

7.

АО "Кузбассэнерго"

-

-

-

8.

Рефтинская ГРЭС

350

уголь

мазут (вспомогательное топливо)

9.

ПАО "Энел Россия"

-

-

-

10.

Среднеуральская ГРЭС

1327

природный газ

мазут

11.

Филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс"

-

-

-

12.

Ново-Свердловская ТЭЦ

857

природный газ

мазут

13.

Нижнетуринская ГРЭС

522

природный газ

отсутствует

14.

Свердловская ТЭЦ

1336

природный газ

мазут

15.

Академическая ТЭЦ

391

природный газ

мазут (для водогрейных котлов)

16.

Первоуральская ТЭЦ

659

природный газ

мазут

17.

Верхотурская ГЭС

0

вода

-

18.

ТЭЦ Уральского турбомоторного завода

321

природный газ

мазут

19.

ТЭЦ-19 ОАО "Екатеринбургэнергосбыт"

213

природный газ

мазут

20.

Филиал "РУСАЛ Краснотурьинск"

-

-

-

21.

Богословская ТЭЦ

995

уголь

природный газ

22.

Филиал "РУСАЛ Каменск-Уральский"

-

-

-

23.

Красногорская ТЭЦ

1006

природный газ

уголь (резервное топливо), мазут (вспомогательное топливо)

24.

АО "ГТ Энерго"

-

-

-

25.

Режевская ГТ-ТЭЦ

40

природный газ

отсутствует

26.

Екатеринбургская ГТ-ТЭЦ

80

природный газ

отсутствует

27.

Ревдинская ГТ-ТЭЦ

0

природный газ

отсутствует

28.

АО "Синарская ТЭЦ"

-

природный газ

нет данных

29.

ТЭЦ Синарского трубного завода

нет данных

природный газ

нет данных

30.

ПАО "СУМЗ"

-

-

-

31.

Мини-ТЭЦ ПАО "СУМЗ"

26,3

природный газ

нет данных

32.

АО "Объединенная теплоэнергетическая компания"

-

-

-

33.

ТЭЦ в г. Новоуральске

188,2

природный газ

мазут (резервное топливо)

34.

ЗАО МК "Уралметпром", ООО "ТГ-1", ООО "ТГ-2"

-

-

-

35.

ТЭЦ ВИЗа

259

природный газ

мазут

36.

ПАО "Уральский завод резиновых технических изделий"

-

-

-

37.

ТЭЦ РТИ

9,52

нет данных

нет данных

38.

ОАО "Богдановичская генерирующая компания"

-

-

-

39.

Богдановичская ТЭЦ

12,4

нет данных

нет данных

40.

АО "ЕВРАЗ КГОК"

-

-

-

41.

Качканарская ТЭЦ

156

природный газ

мазут

42.

АО "ЕВРАЗ НТМК"

-

-

-

43.

ТЭЦ НТМК

1777,2

природный газ

отсутствует

44.

АО "НПК "Уралвагонзавод" имени Ф.Э. Дзержинского"

-

-

-

45.

ТЭЦ УВЗ

1827

природный газ

мазут

46.

ООО "Газпром трансгаз Екатеринбург"

-

-

-

47.

ГТЭС-4 АРП Сысерть

нет данных

природный газ

нет данных

48.

ГТЭС АРП Арамиль

нет данных

природный газ

нет данных

49.

АО "Невьянский цементник"

-

-

-

50.

Невьянская ТЭС

11,61

природный газ

отсутствует

51.

ПАО "Надеждинский металлургический завод"

-

-

-

52.

ЦЭС "Металлургический завод им. А.К. Серова"

48

нет данных

нет данных



Глава 13. СТРУКТУРА ТОПЛИВНОГО БАЛАНСА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И КОТЕЛЬНЫХ


Достигнутый уровень производства электроэнергии на электростанциях Свердловской области - 56,4 млрд. кВт.ч (в том числе 10,8 млрд. кВт.ч на АЭС). Кроме того, на электростанциях вырабатывается более 54% тепловой энергии, производимой в Свердловской области.


Структура органического топлива, используемого при выработке электроэнергии тепловыми электростанциями Свердловской области, составляет: газ - 56%, уголь - 43%, мазут - 1%.


Структура топлива, используемого в целях производства тепла тепловыми электростанциями Свердловской области, составляет: газ - 83%, уголь - 12%, продукты переработки нефти - 2%, прочее - 3%.


Общая структура топливного баланса электростанций Свердловской области с учетом топливного коэффициента АЭС составляет: газ - 45,2%, уголь - 36,4%, ядерное топливо - 16,1%, прочее - 2,3%.


Основной угольной базой для электростанций Свердловской области является Экибастузский бассейн (Республика Казахстан, Павлодарская область). Природный газ поступает из Западной Сибири. Структура топливного баланса электроэнергетического комплекса Свердловской области представлена на рисунке 19.


45,2%

┌══════‰

││

││36,4%

││┌══════‰

││││

││16,1% ││

││┌══════‰ 2,3% ││

││││┌══════‰ ││

┌══┴══════┴════┴══════┴════════┴══════┴═══┴══════┴═‰

Газ Ядерное топливо Прочее Уголь

Рисунок 19. Структура топливного баланса электроэнергетического комплекса Свердловской области



Наличие в Свердловской области Рефтинской ГРЭС - крупнейшей электростанции в стране, использующей уголь в качестве основного топлива, обусловило более высокую долю угля в топливном балансе Свердловской области, чем по Российской Федерации в целом. Обеспечивая диверсифицированность топливной базы, Рефтинская ГРЭС тем не менее является крупнейшим в регионе загрязнителем, который наряду с выбросами оксидов углерода, азота и серы в атмосферу образует ежегодно около 4 млн. тонн твердых остатков в виде золы.



Глава 14. ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ В СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ И СТРУКТУРА ОТПУСКА ТЕПЛОЭНЕРГИИ ОТ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И КОТЕЛЬНЫХ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Достигнутый уровень производства тепловой энергии составляет 64,8 млн. Гкал/год, из них 54% производится на электростанциях ОГК и ТГК, то есть с использованием когенерации. Кроме того, в покрытии тепловых нагрузок участвуют котельные и станции промышленных предприятий.


Необходимо отметить, что в Свердловской области наблюдается рост числа котельных, в том числе крышных, в зонах действия централизованного теплоснабжения, в связи с чем снижается доля комбинированной выработки тепла от электростанций, ухудшаются их технико-экономические показатели, увеличивается тарифная нагрузка на оставшихся потребителей, ухудшается экологическая обстановка в городах. Кроме того, для крышных котельных невозможно создать запас резервного топлива из-за требований безопасности при хранении топлива.



Глава 15. ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ


К основным потребителям тепловой энергии в виде отопительно-вентиляционной нагрузки, нагрузки горячего водоснабжения и технологической нагрузки промышленных предприятий относятся промышленный комплекс и население Свердловской области.


Наиболее крупными промышленными потребителями тепловой энергии являются АО "ЕВРАЗ Нижнетагильский металлургический комбинат", ООО "ВИЗ-Сталь", ПАО "Надеждинский металлургический завод", АО "ЕВРАЗ Качканарский горно-обогатительный комбинат", АО "Первоуральский новотрубный завод", ПАО "Уралмашзавод", филиал АО "РУСАЛ Урал" в Краснотурьинске "Объединенная компания РУСАЛ Богословский алюминиевый завод" и филиал АО "РУСАЛ Урал" в Каменске-Уральском "Объединенная компания РУСАЛ Уральский алюминиевый завод".



Глава 16. АНАЛИЗ НАЛИЧИЯ ВЫПОЛНЕННЫХ СХЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ МУНИЦИПАЛЬНЫХ ОБРАЗОВАНИЙ, РАСПОЛОЖЕННЫХ НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


В настоящей главе приведены результаты анализа выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований, расположенных на территории Свердловской области, отмечены предложения по строительству (выводу из эксплуатации, реконструкции, техническому перевооружению) источников тепловой энергии. В целях более подробного описания проблематики в существующей системе теплоснабжения муниципальных образований, расположенных на территории Свердловской области, ниже представлены результаты анализа существующего состояния и перспектив развития систем теплоснабжения по некоторым из крупных населенных пунктов Свердловской области. Общая сводная таблица наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований, расположенных на территории Свердловской области, приведена в приложении N 6 к настоящим схеме и программе.


Основными критериями при разработке перспективных вариантов развития схемы теплоснабжения являются надежность и качество теплоснабжения, минимизация капитальных затрат.


При разработке схем теплоснабжения должны рассматриваться все возможные варианты повышения их эффективности, в том числе:


1) оптимизация сложившихся зон теплоснабжения в целях минимизации программы мероприятий по новому строительству (изменение режимов работы тепловых сетей и источников);


2) закрытие низкоэффективных котельных;


3) возможность работы низкоэффективных котельных в "пиковом" режиме;


4) внедрение энергосберегающих мероприятий;


5) перевод потребителей с открытой схемы подключения на закрытую.


Федеральный закон от 27 июля 2010 года N 190-ФЗ "О теплоснабжении" предполагает повсеместный переход теплоснабжения на закрытую схему при проектировании новых тепловых сетей и реконструкции существующих. Реализация перехода на закрытую схему - задача муниципальных образований, расположенных на территории Свердловской области.


Согласно Постановлению Правительства Российской Федерации от 22.02.2012 N 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения" в рамках схемы теплоснабжения должны быть обоснованы следующие предложения:


1) реконструкция и строительство тепловых сетей, обеспечивающих перераспределение тепловой нагрузки из зон с дефицитом тепловой мощности в зоны с избытком тепловой мощности (использование существующих резервов);


2) строительство тепловых сетей для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки под жилищную, комплексную или производственную застройку в осваиваемых районах поселения;


3) строительство тепловых сетей, обеспечивающих условия, при наличии которых существует возможность поставок тепловой энергии потребителям от различных источников тепловой энергии при сохранении надежности теплоснабжения;


4) строительство или реконструкция тепловых сетей для повышения эффективности функционирования системы теплоснабжения, в том числе за счет перевода котельных в "пиковый" режим работы или ликвидации котельных;


5) строительство тепловых сетей для обеспечения нормативной надежности теплоснабжения;


6) реконструкция тепловых сетей с увеличением диаметра трубопроводов для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки;


7) реконструкция тепловых сетей, подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса;


8) строительство и реконструкция насосных станций.



Глава 17. ОПИСАНИЕ СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА ЕКАТЕРИНБУРГА


Система теплоснабжения города Екатеринбурга является крупнейшей в Свердловской области. Численность населения города Екатеринбурга на 1 января 2021 года составляет 1378,9 тыс. человек, площадь территории - 1143 кв. км.


В городе Екатеринбурге преобладает централизованное теплоснабжение от ТЭЦ, крупных муниципальных районных и промышленных котельных, в организации которого участвуют 43 предприятия. Всего на территории города Екатеринбурга работает более 100 теплоисточников.


Базовыми источниками теплоснабжения являются источники с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии:


1) Ново-Свердловская ТЭЦ, Свердловская ТЭЦ, ТЭЦ ул. Фронтовых бригад, д. 18, Академическая ТЭЦ, ТЭЦ-19 ул. Окраинная, д. 48 (ПАО "Т Плюс");


2) Среднеуральская ГРЭС (ПАО "Энел Россия");


3) ТЭЦ ВИЗа (ЗАО МК "Уралметпром");


4) ТЭЦ ЭПК УрФУ;


5) электростанции АО "ГТ Энерго".


От ТЭЦ и ГРЭС обеспечивается около 65% суммарной нагрузки потребителей города, от крупных котельных теплопроизводительностью более 100 Гкал/ч - 21%.


Энергоисточниками объединенной системы централизованного теплоснабжения обеспечивается около 69% суммарной нагрузки потребителей города.


В городе Екатеринбурге центральным отоплением оборудовано около 23 млн. кв. м жилой площади (96% жилого фонда города Екатеринбурга), горячим водоснабжением - около 21,5 млн. кв. м жилой площади (90% жилого фонда города Екатеринбурга). Производительность водоподготовок для обеспечения горячего водоснабжения потребителей по схеме "открытого" водоразбора и восполнения утечек в сетях и потребительских системах составляет около 13000 куб. м/ч, в том числе в системе централизованного теплоснабжения - 10950 куб. м/ч.


Суммарная установленная тепловая мощность теплоисточников города Екатеринбурга составляет 8745 Гкал/ч, располагаемая мощность нетто - 7698 Гкал/ч, расчетная нагрузка - 5154 Гкал/ч.


Характеристика зон теплоснабжения города Екатеринбурга представлена в таблице 10.



Таблица 10



ХАРАКТЕРИСТИКА ЗОН ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА ЕКАТЕРИНБУРГА

Номер строки

Зона теплоснабжения

Теплоисточник

Установленная мощность (Гкал/ч)

Располагаемая мощность нетто (Гкал/ч)

Расчетная нагрузка на коллекторах (Гкал/ч)

Дефицит или резерв тепловой мощности (Гкал/ч)

1

2

3

4

5

6

7

1.

ОСЦТ

Среднеуральская ГРЭС (ПАО "Энел Россия")

1327

1287

777

1369

2.

ОСЦТ

526

3.

г. Среднеуральск

87

4.

пар

1

5.

потери

149

6.

ТЭЦ ВИЗа (ЗАО МК "Уралметпром")

509

449

404

7.

ОСЦТ

191

8.

локальная зона теплоснабжения

121

9.

пар

28

10.

потери

64

11.

Свердловская ТЭЦ

1336

1306

982

12.

ОСЦТ

744

13.

коллектор

21

14.

пар

5

15.

потери

211

16.

Ново-Свердловская ТЭЦ и Кировская котельная

1157

906,9

868

17.

ОСЦТ

671

18.

локальная зона теплоснабжения

8

19.

потери

188

20.

ТЭЦ Фронтовых бригад, д. 18

321

311,2

147

21.

ОСЦТ

79

22.

локальная зона теплоснабжения

43

23.

пар

0

24.

потери

26

25.

Гурзуфская котельная

400

388

334

26.

тепловой узел ТЭЦ Академическая / котельная пер. Складской, д. 4

575

539,3

306

27.

ОСЦТ

128

28.

локальная зона теплоснабжения

135

29.

потери

43

30.

Всего по ОСЦТ

5625

5187,4

3818

1369

31.

ПАО "Т Плюс"

ТЭЦ-19 ул. Окраинная, д. 48

198

189,2

141,56

47,64

32.

ЭПК УрФУ

ТЭЦ ЭПК УрФУ

160

145,85

79,85

66

33.

АО "ГТ Энерго"

электростанции АО "ГТ Энерго"

80

78,32

18

60,32

34.

ПАО "Т Плюс"

котельные ПАО "Т Плюс"

552

434

284

151

35.

МУП "Екатеринбургэнерго"

котельные МУП "Екатеринбургэнерго"

179

154

68

86

36.

ООО "Эвер"

котельные ООО "Эвер"

26

26

10

16

37.

ООО "Ветта Инвест"

котельные ООО "Ветта Инвест"

49

48

23

25

38.

Дирекция по тепловодоснабжению ОАО "РЖД"

котельные дирекции по тепловодоснабжению ОАО "РЖД"

6

6

4

3

39.

ООО "УК Новая территория"

котельные ООО "УК Новая территория"

12

9

6

4

40.

Министерство обороны Российской Федерации

котельные ФГБУ "Центральное жилищно-коммунальное управление" Министерства обороны Российской Федерации и прочие котельные ведомственных объектов Министерства обороны Российской Федерации

7

6

3

3

41.

Министерство здравоохранения Свердловской области

котельные ведомственных объектов Министерства здравоохранения Свердловской области

15

12

5

7

42.

ООО "Газпром газомоторное масло"

котельные ООО "Газпром газомоторное масло"

6

5

5

0

43.

ООО "Солнечное тепло"

котельные ООО "Солнечное тепло"

31

30

20

10

44.

Прочие ведомства

котельные прочих ведомств

1801

1367

662

705

45.

Всего

8748

7698

5147

2551



Параграф 1. ОБЪЕМ, СТРУКТУРА И ДИНАМИКА РЫНКА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ГОРОДА ЕКАТЕРИНБУРГА


Структура отпуска тепловой энергии в зоне централизованного теплоснабжения приведена в таблице 11.



Таблица 11



СТРУКТУРА ОТПУСКА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ В ЗОНЕ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

Номер строки

Наименование показателя

Единица измерения

2017 год

2018 год

2019 год

1.

Производство тепловой энергии источниками ПАО "Т Плюс", в том числе:

тыс. Гкал

7320

7888

7345

2.

Ново-Свердловская ТЭЦ

тыс. Гкал

3117

3271

3094

3.

Свердловская ТЭЦ

тыс. Гкал

2567

2713

2465

4.

Гурзуфская, Кировская котельные

тыс. Гкал

859

968

974

5.

ТЭЦ ул. Фронтовых бригад, д. 18

тыс. Гкал

393

533

487

6.

Котельная пр. Складской, д. 4

тыс. Гкал

18

0

0

7.

Академическая ТЭЦ

тыс. Гкал

366

403

325

8.

Отпуск тепловой энергии от источников ПАО "Т Плюс" в тепловую сеть

тыс. Гкал

7031

7582

7053

9.

Покупка тепловой энергии от сторонних источников, в том числе:

тыс. Гкал

3134

3185

3089

10.

Среднеуральская ГРЭС

тыс. Гкал

2639

2472

2442

11.

ЗАО МК "Уралметпром"

тыс. Гкал

495

712

647

12.

Отпуск тепловой энергии в тепловую сеть, всего

тыс. Гкал

10165

10767

10142

13.

Потери тепловой энергии

тыс. Гкал

2483

3056

2713

14.

Полезный отпуск потребителям из тепловую сетей

тыс. Гкал

7682

7710

7428



Параграф 2. ХАРАКТЕРИСТИКА ДЕЙСТВУЮЩИХ МАГИСТРАЛЬНЫХ И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ


Протяженность тепловых сетей в границах муниципального образования "город Екатеринбург" на 1 января 2021 года составляла 3517,98 км в однотрубном исчислении (суммарная протяженность тепловых сетей собственных, арендуемых, принятых по концессионному соглашению, обслуживаемых по договору эксплуатации, бесхозяйных, включая протяженность тепловых сетей города Березовского, переданных АО "ЕТК" по концессионному соглашению, составляет 3593,3 км), в том числе:


1) протяженность собственных и арендуемых тепловых сетей АО "ЕТК" в границах муниципального образования "город Екатеринбург" - 2946,3 км (суммарная протяженность всех тепловых сетей АО "ЕТК", включая город Березовский, - 3021,3 км);


2) протяженность тепловых сетей АО "ЕТК", переданных на обслуживание по договору эксплуатации АО "ЕТК", - 51,77 км;


3) протяженность тепловых сетей МУП "Екатеринбургэнерго" - 293,592 км, в том числе переданных в аренду АО "ЕТК", - 233,223 км, переданных на обслуживание по договору эксплуатации АО "ЕТК", - 51,77 км;


4) суммарная протяженность тепловых сетей прочих ведомств - 425,75 км;


5) суммарная протяженность бесхозяйных тепловых сетей - 94,12 км.


В тепловых сетях ОСЦТ города Екатеринбурга функционируют 12 насосно-перекачивающих станций.



Параграф 3. ПРОГНОЗ ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ ГОРОДА ЕКАТЕРИНБУРГА


Прирост тепловых нагрузок к 2030 году в границах города Екатеринбурга в зоне действия источников тепловой энергии с учетом требований к энергетической эффективности зданий, строений и сооружений по прогнозам составит 869,9 Гкал/ч, из них:


581,4 Гкал/ч - в период 2018 - 2025 годов;


288,5 Гкал/ч - в период 2026 - 2030 годов.


С учетом городов-спутников прирост составит 1025,9 Гкал/ч, из них:


714,8 Гкал/ч - в период 2018 - 2025 годов;


311,1 Гкал/ч - в период 2026 - 2030 годов.


Наибольший прирост теплопотребления ожидается в следующих районах (микрорайонах): Орджоникидзевский, ВИЗ-Правобережный, Уралмаш, Эльмаш, юг Центра, в том числе в мкр-н "Академический" и район УрФУ.


В целях обеспечения ожидаемого роста теплопотребления жилого фонда в соответствии с требованиями Федерального закона от 27 июля 2010 года N 190-ФЗ "О теплоснабжении" актуализирована схема теплоснабжения муниципального образования "город Екатеринбург" до 2030 года, утвержденная Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 26.10.2018 N 933 "Об утверждении актуализированной схемы теплоснабжения муниципального образования "город Екатеринбург" до 2030 года".



Параграф 4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕЛИЧИНЫ ПЕРСПЕКТИВНОЙ ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ В РАЗРЕЗЕ КРУПНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ


Город Екатеринбург характеризуется высокой долей коммунального потребления. Перспективное развитие в городе Екатеринбурге в основном связано с интенсивным жилищным строительством в зоне городской застройки, а также освоением новых крупных планировочных районов.


В общем виде концепция развития города Екатеринбурга отражена в Генеральном плане развития городского округа - муниципального образования "город Екатеринбург" на период до 2025 года, утвержденном Решением Екатеринбургской городской Думы от 06.07.2004 N 60/1 "Об утверждении Генерального плана развития городского округа - муниципального образования "город Екатеринбург" на период до 2025 года", основные положения которого предусматривают отток производственных функций из Центрального планировочного района, разуплотнение промышленного пояса срединного кольца и развитие производственных территорий в третьем поясе.


При прогнозе перспективной нагрузки необходимо учитывать следующие обстоятельства:


1) дальнейшее снижение собственного теплопотребления существующими потребителями. Большая часть потребителей уже имеет общедомовые приборы учета, количество квартирных водосчетчиков также будет увеличиваться. Повышение стоимости топлива и соответствующий рост тарифов стимулируют потребителей к экономии. Правительством Свердловской области и Администрацией города Екатеринбурга разработаны и реализуются программы энергосбережения;


2) новые здания оборудуются индивидуальными источниками тепла, в основном газовыми котлами, соответственно, новые потребители к системе централизованного теплоснабжения не подключаются, что снижает энергоэффективность всей системы;


3) вводимые новые здания имеют гораздо меньшее теплопотребление.


С учетом этих обстоятельств возникновение локальных дефицитов и ограничений по пропускной способности сетей можно сократить путем ускорения процессов энергосбережения в районах ожидаемого дефицита.



Параграф 5. ТЕКУЩИЙ И ПЕРСПЕКТИВНЫЙ БАЛАНС ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ, ВКЛЮЧАЯ ОЦЕНКУ ОГРАНИЧЕНИЙ ПО ВЫДАЧЕ ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ


По состоянию на 1 февраля 2021 года:


установленная мощность энергоисточников города Екатеринбурга составила 8748 Гкал/ч;


располагаемая мощность энергоисточников города Екатеринбурга составила 7698 Гкал/ч;


величина расчетной тепловой нагрузки на коллекторах по городу Екатеринбургу составила 5154 Гкал/ч.


В целом дефицит существующей тепловой мощности не выявлен.



Параграф 6. ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ, РЕКОНСТРУКЦИИ И ТЕХНИЧЕСКОМУ ПЕРЕВООРУЖЕНИЮ ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ МУНИЦИПАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ "ГОРОД ЕКАТЕРИНБУРГ"


В зонах нового строительства, не обеспеченных теплоснабжением, в соответствии с прогнозом перспективной застройки и прогнозом прироста тепловой нагрузки строительство объектов теплопотребления предполагается к 2030 году.


Для покрытия перспективного спроса на тепловую нагрузку в период до 2030 года планируется строительство пяти котельных:


1) котельная ЖР Компрессорного;


2) котельная мкр-на Новокольцовского (котельная мкр-на Новокольцовского планируется для обеспечения объектов XXXII Всемирной летней универсиады 2023 года, а также перспективной застройки микрорайона; строительство котельной планируется за счет средств ПАО "Т Плюс");


3) котельная ПР Шарташского;


4) котельная поселка Сысерть;


5) котельная Краснофлотцев, д. 48б.



Раздел 4. ОСОБЕННОСТИ И ПРОБЛЕМЫ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ



Глава 18. ОСОБЕННОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Электроэнергетический комплекс Свердловской области характеризуется следующими особенностями:


1) наличие значительной доли электростанций, работающих в базовой части графика нагрузок (атомные и ТЭЦ);


2) избыточный баланс электрической энергии и мощности энергосистемы;


3) диверсифицированность объектов по производству электрической энергии по топливу, позволяющая обеспечить более надежное электроснабжение потребителей;


4) практически полная зависимость Свердловской области от ввозимых энергоресурсов;


5) отсутствие централизованного электроснабжения ряда удаленных населенных пунктов на территории Свердловской области;


6) развитые межсистемные связи, обеспечивающие возможность выдачи избыточной мощности в дефицитные энергосистемы через соседние энергосистемы (Пермского края, Курганской и Челябинской областей).



Глава 19. ЭНЕРГОРАЙОНЫ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, ХАРАКТЕРИЗУЮЩИЕСЯ ПОВЫШЕННОЙ ВЕРОЯТНОСТЬЮ ВЫХОДА ПАРАМЕТРОВ РЕЖИМА ИЗ ОБЛАСТИ ДОПУСТИМЫХ ЗНАЧЕНИЙ ("УЗКИЕ" МЕСТА)


Энергорайон, характеризующийся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений ("узкое" место), - энергорайон (энергоузел), в котором при расчетных условиях прогнозируется недопустимое изменение параметров электроэнергетического режима.


При выполнении расчетов с учетом наличия контролируемого сечения "Салда", состоящего из ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1 и 2 с отпайками, рассматривались следующие схемно-режимные ситуации:


1) для режима зимних максимальных нагрузок рассматривались нормальная схема и единичная ремонтная схема, в том числе после нормативного возмущения (свыше 20 минут после нормативного возмущения в нормальной схеме);


2) для летних максимальных нагрузок при температуре периода экстремально высоких температур рассматривались нормальная схема и единичная ремонтная схема, в том числе после нормативного возмущения (свыше 20 минут после нормативного возмущения в нормальной схеме);


3) для режима летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца рассматривались нормальная схема, единичная ремонтная схема, в том числе после нормативного возмущения (свыше 20 минут после нормативного возмущения в нормальной схеме), а также двойная ремонтная схема, в том числе после нормативного возмущения в единичной ремонтной схеме (свыше 20 минут после нормативного возмущения в единичной ремонтной схеме).


Для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима рассматривались все возможные схемно-режимные мероприятия, в том числе мероприятия по делению электрической сети, изменению коэффициентов трансформации автотрансформаторов и иное.


На основании анализа фактических и перспективных электроэнергетических режимов в энергосистеме Свердловской области выявлен один энергорайон с прогнозируемым недопустимым изменением параметров электроэнергетического режима, для которого разработаны мероприятия, - энергорайон ПС 220 кВ Салда, представленный на рисунке 20*, с указанием величины ГВО, необходимой для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима.


* Рисунок 20 не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.



В период зимнего максимума нагрузок 2021 года в нормальной и единичных ремонтных схемах параметры режима не выходят из области допустимых значений, ввод ГВО не требуется.


В период летнего максимума нагрузок 2021 года при температуре периода экстремально высоких температур в нормальной и единичных ремонтных схемах параметры режима не выходят из области допустимых значений, ввод ГВО не требуется.


В период летнего максимума нагрузок 2021 года при среднемесячной температуре наиболее теплого месяца в нормальной и единичных ремонтных схемах параметры режима не выходят из области допустимых значений, ввод ГВО не требуется.


Результаты расчетов приведены на рисунках 1 - 6 в приложении N 11 к настоящим схеме и программе.


В период летнего максимума нагрузок 2021 года при среднемесячной температуре наиболее теплого месяца при аварийном отключении АТ2(1) ПС 220 кВ Салда в единичной ремонтной схеме (ремонт АТ1(2) ПС 220 кВ Салда) потребуется ввод ГВО. В указанной двойной ремонтной схеме прогнозируемый переток активной мощности в контролируемом сечении "Салда", состоящем из ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1 и 2 с отпайками (МДП определяется АДТН ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1(2) с отпайками в ПАР при отключении ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 2(1) с отпайками), превысит МДП на 64 МВт. Для ввода параметров электроэнергетического режима в область допустимых значений после выполнения всех возможных дополнительных схемно-режимных мероприятий требуется ввод ГВО в объеме 43 МВт. Результаты расчетов приведены на рисунках 7 - 8 в приложении N 11 к настоящим схеме и программе.


Для исключения схемно-режимных ситуаций, приводящих к вводу ГВО в энергорайоне ПС 220 кВ Салда, требуется установка на ПС 220 кВ Вязовская АОПО ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1, 2 с отпайками и установка УПАСК (ПРД) на ПС 220 кВ Вязовская и УПАСК (ПРМ) на ПС 220 кВ Салда по ВЛ 220 кВ Салда - Тагил I и II цепь с отпайкой на ПС Вязовская для организации передачи УВ на ОН на ПС 220 кВ Салда.


С учетом того что рост нагрузки по энергосистеме Свердловской области до 2026 года составляет около 1% в год, результаты расчетов электроэнергетических режимов на перспективный период аналогичны результатам расчетов, приведенным на этап 2021 года, а предложенных мероприятий достаточно для исключения необходимости ввода ГВО в рассмотренных схемно-режимных ситуациях.


Перечень мероприятий, необходимых для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима, приведен в перечне мероприятий по развитию электросетевого комплекса 110 кВ и выше (объектов реконструкции, нового строительства), необходимых для обеспечения надежного электроснабжения потребителей Свердловской области (приложение N 9 к настоящим схеме и программе).



Глава 20. ПРОБЛЕМЫ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО КОМПЛЕКСА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Электросетевой комплекс Свердловской области характеризуется следующими проблемами:


1) значительное количество электросетевых объектов, имеющих высокий физический износ;


2) значительное количество морально устаревших устройств релейной защиты и автоматики (в том числе противоаварийной автоматики), автоматической информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии, находящихся в эксплуатации;


3) значительное количество морально устаревшего маслонаполненного коммутационного оборудования, находящегося в эксплуатации и снижающего надежность энергосистемы;


4) наличие бесхозяйных объектов энергетической инфраструктуры без надлежащего технического обслуживания, приводящего к обветшанию, невозможности нести расчетную нагрузку и обеспечивать параметры ГОСТа по качеству электроэнергии (сверхнормативное отклонение напряжения) и электробезопасности;


5) имеются предприятия, владеющие непрофильными сетевыми объектами, эксплуатация которых находится на низком уровне или отсутствует, что также приводит к снижению надежности и электробезопасности объектов;


6) недостаточное финансирование реконструкции сети низкого уровня напряжения и отсутствие финансирования на поддержание сетей у небольших сетевых компаний;


7) распределительные сети низшего напряжения находятся в собственности более 50 организаций, среди которых многие не несут ответственности за надежное электроснабжение потребителей, снижая общую надежность и управляемость таких сетей;


8) проблема оформления сервитутов на земельные участки охранных зон, доступа к территориям частной застройки, по которым проходят линии.



Глава 21. ПРОБЛЕМЫ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Существуют следующие проблемы генерирующих мощностей Свердловской области:


1) ограничение конденсационной мощности в летний период из-за нехватки водных ресурсов;


2) исчерпание емкости существующих золоотвалов.


На Рефтинской ГРЭС (АО "Кузбассэнерго") частично внедрена система сухого золошлакоудаления, позволяющая решать проблемы утилизации золы;


3) экологическая проблема - низкая эффективность золоулавливающих устройств. Для решения данной проблемы необходимо осуществить следующие мероприятия:


реконструкцию золоулавливающих устройств;


реконструкцию систем газоочистки;


реконструкцию котлов, горелочных устройств;


4) отказ потребителей от централизованного теплоснабжения.


Проблемой развития генерирующих мощностей, обеспечивающих централизованное теплоснабжение муниципальных образований, расположенных на территории Свердловской области, является необоснованный отказ потребителей от централизованного теплоснабжения. В результате этого:


ухудшаются технико-экономические показатели работы электростанции: увеличивается выработка электроэнергии по конденсационному циклу и, как следствие, повышается удельный расход условного топлива на отпущенный кВт.ч, что приводит к увеличению себестоимости электрической и тепловой энергии;


меняется топливный баланс Свердловской области, так как удельный расход топлива на отпущенную Гкал в котельных значительно выше этого показателя на ТЭЦ;


происходит увеличение тарифов на тепловую энергию за счет увеличения себестоимости и значительных потерь в распределительных сетях, которые сохраняются при переводе на теплоснабжение от котельных. Потери в распределительных сетях с учетом их износа составляют от 20% до 40%.


Необходимо сооружение дополнительных пиковых источников тепла, обеспеченных резервным топливом из условий ограничений подачи природного газа на основные теплоисточники - ТЭЦ в максимально холодный период зимы;


5) потеря долгосрочной заинтересованности собственников тепловых сетей в эффективной эксплуатации сетей по причине перехода потребителей на локальные источники теплоснабжения. Совершенствование нормативной правовой базы позволит решить эту проблему;


6) отсутствие экономических стимулов для содержания мощности теплоснабжающих источников;


7) отсутствие мотивационного механизма для развития энергоисточников малой и средней мощности, способных работать на местных энергоресурсах (в первую очередь на торфе и лесных ресурсах).



Глава 22. ПРОБЛЕМЫ В СИСТЕМЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ. РОСТ ПОВРЕЖДАЕМОСТИ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ


1. Износ основных фондов.


Износ магистральных тепловых сетей, находящихся в собственности АО "ЕТК", составляет 78,9% (325,0 км).


Как показывает статистика, большинство случаев повреждений на тепловых сетях происходит на подземных участках, что составляет 73,6% от общего числа инцидентов.


Наиболее распространенными типами повреждения на тепловых сетях АО "ЕТК", использующихся для транспорта теплоносителя, являются наружная коррозия и свищи. За 2019 год было выявлено 343 случая повреждения трубопроводов, что составляет 75% от общего числа инцидентов повреждения трубопроводов в связи с образованием наружной коррозии и свищей.


Средний износ тепловых сетей по городу Екатеринбургу составляет 67,2%. Аварийность на муниципальных тепловых сетях объясняется большим объемом принимаемых в муниципальную собственность бесхозных тепловых сетей с износом более 90%. За период 2015 - 2019 годов принято на муниципальный баланс 146,2 км бесхозных тепловых сетей. За 2019 год было выявлено 297 случаев повреждений трубопроводов МУП "Екатеринбургэнерго" и прочих ведомств.


Объемы перекладок сдерживаются регулированием тарифов и недостаточным финансированием со стороны бюджетов. Количество повреждений в магистральных тепловых сетях АО "ЕТК" показано на рисунке 21.


400 ‰

│371

│┌═══‰

│││

│││

│││

│││

350 ┤││

│││343

│││333 ┌═══‰

│││332 ┌═══‰ ││

│││324 ┌═══‰ ││││

│││┌═══‰ ││322 ││││

│306 ││││││┌═══‰ ││││

│302 ┌═══‰ ││││││││││││

300 ┤┌═══‰ ││││││││││││││

│287 ││││││││││││││││

│┌═══‰ ││││││││││││││││

│││││││││││285 ││││││││

│││275 ││││││││┌═══‰ ││││││││

│││┌═══‰ ││││││││││││││││││

250 ┤││││││││││││││││││││││

│││││243 ││││││││││││││││││

│241 ││││┌═══‰ ││││││││││││││││││

│┌═══‰ ││││││││236 ││││││││││││││││

│││││││││││┌═══‰ ││││││││││││││││

│229 │││││││││││xxx│ ││││││││││││││││

│224 ┌═══‰ │││││││││││xxx│ ││││││││││││││││

│┌═══‰ │││││││││││││xxx│ ││││││││││││││││

│││││││││││││212 │││xxx│ ││││││││││││││││

│││││││││││││┌═══‰ │││xxx│ ││││││││││││││││

200 ┤│││││││││││││xxx│ │││xxx│ ││││││││││││││││

│││192 │││││││││││xxx│ │││xxx│ ││││││││││││││││

│││187 ┌═══‰ │││││││││││xxx│ │││xxx│ ││││││││││││││││

│││┌═══‰ │││││││││││││xxx│ │││xxx│ ││││││││││││││││

││││││││││││││││││xxx│ │││xxx│ ││││││││││││││││

│││││││││││││││157 │││xxx│ │││xxx│ ││││││││││││││││

│││││││││││││││┌═══‰ │││xxx│ │││xxx│ ││151 ││││││││││││││

150 ┤│││││││││││││││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││┌═══‰ ││││││││││││149 ││

││││││││││││││││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││││││││││││┌═══‰ ││

││││││││││││││││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││││││││││││││││

││││││││││││││││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││102 ││││││││││││││

││││││││││││││││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││┌═══‰ ││││││││││││││

100 ┤│││││││││││││││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││││││││││││││

│││││││││││││99 │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││98 ││││││││││││

│││││││││││││┌═══‰ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││┌═══‰ ││92 ││││││92 ││││

││││││││││││││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││┌═══‰ ││89 ││││┌═══‰ ││││

│││││││││││80 │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││┌═══‰ ││82 │││xxx│ ││││

│││││││││││┌═══‰ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││┌═══‰ │││xxx│ ││67 ││

││││││││││││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││┌═══‰ ││

50 ┤││││││32 │││││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││

│││││24 ││┌═══‰ │││││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││

│25 ││││┌═══‰ │││xxx│ │││││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││

│┌═══‰ ││22 │││xxx│ │││xxx│ │││││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││

││xxx│ ││┌═══‰ │││xxx│ │││xxx│ ││7 │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││

││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││┌═══‰ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││

││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││

0 ┼══┴═══┴═┴═══┴┬═┴═══┴══┴═══┴┬═┴═══┴══┴═══┴┬═┴═══┴══┴═══┴┬═┴═══┴═┴═══┴┬═┴═══┴══┴═══┴═┬═┴═══┴═┴═══┴═┬═┴═══┴══┴═══┴┬═┴═══┴══┴═══┴┬═┴═══┴══┴═══┴┬═┴═══┴═┴═══┴═┬═┴═══┴═┴═══┴═┬═┴═══┴══┴═══┴┬═┴═══┴══┴═══┴┬═┴═══┴══┴═══┴┬═┴═══┴══┴═══┴┬═┴═══┴══┴═══┴┬═┴═══┴══┴═══┴═‰

2001 - 2002 2002 - 2003 2003 - 2004 2004 - 2005 2005 - 2006 2006 - 2007 2007 - 2008 2008 - 2009 2009 - 2010 2010 - 2011 2011 - 2012 2012 - 2013 2013 - 2014 2014 - 2015 2015 - 2016 2016 - 2017 2017 - 2018 2018 - 2019


┌═══‰

││В межотопительный период

└═══…

┌═══‰

│xxx│ В отопительный период

└═══…

Рисунок 21. Количество повреждений в магистральных тепловых сетях АО "ЕТК"



2. Снижение качества тепловой энергии.


Несмотря на формальное обеспечение существующих тепловых нагрузок потребителей, имеет место невыполнение качественных параметров тепловой энергии - температуры в подающем трубопроводе. Температурный дискомфорт в помещениях компенсируется за счет включения электронагревателей, что ведет к перегрузке и высокой аварийности в электросетях.


Наличие "температурных срезок" в утвержденных температурных графиках по основным тепловым источникам системы при температуре наружного воздуха ниже -18 град. C является следствием дефицита тепловой мощности и недостаточного количества пиковых источников тепла. Это приводит к снижению температуры в помещениях потребителей при расчетных температурах наружного воздуха.


Основные проблемы в системе теплоснабжения Свердловской области приведены в таблице 12.



Таблица 12



ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ В СИСТЕМЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Номер строки

Проблема

Описание проявлений

Причина

1.

Надежность

значительное увеличение числа повреждений теплосетей;

увеличение числа случаев нанесения вреда здоровью третьих лиц и повреждения имущества третьих лиц

окончание нормативного срока эксплуатации более 40% теплотрасс;

99% повреждений теплотрасс происходит в результате наружной коррозии;

большая часть конструкций тепловых сетей не обеспечивает надежной защиты трубопровода при воздействии внешней среды;

неэффективность существующей ливневой канализации и дренажных систем

2.

Качество

ухудшение качества ГВС (температура, органолептические параметры) в межотопительный период, периоды запуска отопления и начала циркуляции внутридомовых систем

проведение гидроиспытаний, при которых необходимо снижение температуры подпиточной воды до 40 град. C;

открытый водоразбор ГВС в летний период по одному трубопроводу;

отсутствие систем рециркуляции во многих домах, низкое качество изоляции внутридомовых систем

3.

Организационно-финансовые проблемы

уровень собираемости денежных средств по управляющим компаниям (97,8%), товариществам собственников жилья и прочим жилищным организациям (95,1%) ниже среднего уровня по г. Екатеринбургу, при этом доля потребления жилищными организациями составляет 67% от объема рынка тепловой энергии в г. Екатеринбурге

низкая платежная дисциплина управляющих компаний, товариществ собственников жилья и прочих жилищных организаций

4.

Обеспечение развития г. Екатеринбурга

с учетом выданных технических условий на подключение к системе централизованного теплоснабжения новых объектов наблюдается дефицит теплоснабжения

неразвитая система транспортировки тепловой энергии, низкая пропускная способность тепловых сетей, недостаточная располагаемая мощность ряда теплоисточников



Глава 23. ОСОБЕННОСТИ РЕСУРСНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Свердловская область зависит от возможностей приема энергетического топлива из других регионов, в том числе из Республики Казахстан. В период 1980 - 1990 годов произошел перевод значительного объема генерирующих мощностей, работавших на угле, на сжигание газа. Этому способствовали рост добычи газа в Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономных округах, ограничение по провозным способностям железных дорог и специальный режим ценообразования на газ для нужд электроэнергетики. Таким образом, сформировалась долговременная тенденция к повышению роли природного газа.


Однако наличие в Свердловской области крупнейшей угольной электростанции в стране (Рефтинской ГРЭС) обусловило долю угля в топливном балансе Свердловской области гораздо более высокую, чем по Российской Федерации в целом. С учетом того, что через Свердловскую область проходят головные участки магистральных газопроводов, а уголь является дальнепривозным, целесообразно сохранить в топливном балансе электростанций весомую долю газа.


Наиболее крупные риски по обеспечению топливом связаны с дальностью перевозок экибастузского угля.


Кроме угля и газа для Свердловской области важны перспектива развития атомной энергетики, а также создание генерирующих мощностей на торфе. Использование торфа целесообразно в первую очередь для малой и распределенной генерации.


Формирование перспективной структуры энергетического топлива должно сопровождаться минимизацией затрат на его получение, особенно в части угля, диверсификацией, использованием новых возможностей малой и распределенной генерации, энергетических технологий на торфе и других возобновляемых ресурсах и оптимизацией энергетических режимов.


В Свердловской области наблюдается устойчивое снижение производства (потребления) тепловой энергии, одной из причин которого является снижение потребления тепловой энергии населением, потребляющим около 35% от общей величины распределенного ресурса. Положительное изменение объемов потребления теплоэнергии населением может быть объяснено постепенным осуществлением энергосберегающих мероприятий в жилищном секторе, а именно введением средств учета и автоматизации с возможностью регулирования подачи тепла, применением новых энергоэффективных технологий строительства, увеличением числа вводимых жилых домов, использующих альтернативные источники теплоснабжения.



Глава 24. ВЛИЯНИЕ ПРЕДПРИЯТИЙ ЭНЕРГЕТИКИ НА ЗАГРЯЗНЕНИЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ В СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Предприятия энергетики оказывают существенное воздействие на окружающую среду. Решение проблем негативного воздействия электроэнергетики на окружающую среду в Свердловской области актуально.


Основными направлениями уменьшения экологической нагрузки предприятий энергетики на окружающую среду остаются снижение объема вредных выбросов в атмосферу и снижение объема размещаемых отходов.


Основным требованием к предприятиям энергетики является снижение показателей негативного воздействия на окружающую среду в объемах, предусмотренных Стратегией природопользования и экологической безопасности Свердловской области на период до 2035 года, утвержденной Постановлением Правительства Свердловской области от 28.05.2020 N 353-ПП "Об утверждении Стратегии природопользования и экологической безопасности Свердловской области на период до 2035 года" (далее - Стратегия природопользования и экологической безопасности Свердловской области на период до 2035 года).


Динамика выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от предприятий энергетики и их доля в суммарном выбросе загрязняющих веществ в атмосферу по Свердловской области показана в таблице 13.


Динамика сбросов загрязненных сточных вод от предприятий энергетики и их доля в суммарном сбросе по Свердловской области показаны в таблице 14.


Динамика обращения с отходами на предприятиях энергетики по Свердловской области и доля предприятий энергетики в общем объеме размещения отходов показаны в таблице 15.



Таблица 13



ДИНАМИКА ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ ОТ ПРЕДПРИЯТИЙ ЭНЕРГЕТИКИ И ИХ ДОЛЯ В СУММАРНОМ ВЫБРОСЕ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ ПО СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ (ТЫС. Т/ГОД)

Номер строки

Наименование предприятия

2014

год

2015

год

2016

год

2017

год

2018

год

2019

год

2020

год

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1.

Рефтинская ГРЭС (АО "Кузбассэнерго")

315,4

281,4

255,1

284,6

251,2

256,9

228,7

2.

Верхнетагильская ГРЭС (АО "Интер РАО - Электрогенерация")

33,1

28,3

2,2

2,3

1,7

1,6

2,3

3.

Среднеуральская ГРЭС (ПАО "Энел Россия")

6,6

6,9

6,2

5,1

4,7

4,5

4,1

4.

Серовская ГРЭС (ПАО "ОГК-2")

27,5

27,2

11,1

6,6

0,51

0,8

1,0

5.

Богословская ТЭЦ (филиал "РУСАЛ Краснотурьинск")

12,6 (с учетом БАЗ - 29,29)

-

-

-

-

-

нет данных

6.

Нижнетуринская ГРЭС (филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс")

8,5

3,0

3,4

3,2

3,5

1,5

1,2

7.

Филиал "РУСАЛ Каменск-Уральский"

14,1

2,4

нет данных

нет данных

-

-

3,0

8.

Ново-Свердловская ТЭЦ (филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс")

5,3

5,5

5,3

4,9

5,4

4,9

4,3

9.

Свердловская ТЭЦ (филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс")

0,9

0,9

0,8

0,9

1,0

0,9

0,9

10.

Первоуральская ТЭЦ (филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс")

0,7

0,7

0,7

0,6

0,68

0,66

0,60

11.

Верхотурская ГЭС (филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс")

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

12.

Белоярская АЭС (филиал АО "Концерн Росэнергоатом")

0,8

0,7

0,5

0,5

0,5

0,5

0,3

13.

Всего

425,5

357,0

285,3

308,7

269,2

272,3

246,4

14.

Всего по Свердловской области

1021,2

983,9

906,4

927,8

863,0

нет данных

нет данных

15.

Доля данных предприятий в суммарном выбросе по Свердловской области (процентов)

41,7

36,3

31,5

33,3

31,2

нет данных

нет данных



Таблица 14



ДИНАМИКА СБРОСОВ ЗАГРЯЗНЕННЫХ СТОЧНЫХ ВОД ОТ ПРЕДПРИЯТИЙ ЭНЕРГЕТИКИ И ИХ ДОЛЯ В СУММАРНОМ СБРОСЕ ПО СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Номер строки

Наименование электростанции

Объем сброса загрязненных сточных вод

(млн. куб. м)

Масса сброса загрязняющих веществ (тыс. тонн)

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

1.

Рефтинская ГРЭС (АО "Кузбассэнерго")

16,400

14,790

12,450

8,475

6,70

5,06

7,921

7,000

5,300

3,430

3,05

2,14

2.

Верхнетагильская ГРЭС (АО "Интер РАО - Электрогенерация")

5,700

4,880

4,470

3,834

2,02

2,26

3,975

3,850

3,400

2,280

1,44

1,50

3.

Среднеуральская ГРЭС (ПАО "Энел Россия")

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

2,488

2,860

2,470

2,670

2,16

1,85

4.

Серовская ГРЭС (ПАО "ОГК-2")

0,046

0,053

0,052

0,000

0,000

0,05

0,086

0,087

0,085

0,075

0,06

0,06

5.

Богословская ТЭЦ (филиал "РУСАЛ Краснотурьинск")

0,342

0,176

0,320

0,350

нет данных

нет данных

0,220

0,214

0,150

0,178

нет данных

нет данных

6.

Нижнетуринская ГРЭС (филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс")

2,216

2,152

1,890

1,005

1,32

1,22

0,070

0,854

0,940

0,289

0,24

0,23

7.

Филиал "РУСАЛ Каменск-Уральский"

0,081

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

0,003

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

8.

Ново-Свердловская ТЭЦ (филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс")

1,424

1,181

1,340

1,340

1,18

0,77

0,277

0,264

0,170

0,190

0,28

0,21

9.

Качканарская ТЭЦ (АО "ЕВРАЗ КГОК")

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

10.

Белоярская АЭС (филиал АО "Концерн Росэнергоатом")

0,259

0,000

0,000

0,000

0,00

0,00

0,100

0,064

0,074

0,088

0,09

0,09

11.

Итого

26,414

23,232

20,522

14,671

11,22

9,36

15,140

15,193

12,589

9,200

7,32

6,08

12.

Всего по Свердловской области

660,2

616,6

586,05

559,42

566,51

556,42

461,00

433,00

407,00

386,00

399,00

412,00

13.

Доля (процентов)

4,0

3,8

3,5

2,6

2,0

1,7

3,3

3,5

3,1

2,4

1,8

1,5



Таблица 15



ДИНАМИКА ОБРАЩЕНИЯ С ОТХОДАМИ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ ЭНЕРГЕТИКИ ПО СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ (ТЫС. ТОНН/ГОД)

Номер строки

Наименование предприятия

Образовано (тыс. тонн)

Использовано (тыс. тонн)

Размещено (тыс. тонн)

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

1.

Белоярская АЭС (филиал АО "Концерн Росэнергоатом")

0,96

0,85

0,89

0,72

0,83

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

2.

Рефтинская ГРЭС (АО "Кузбассэнерго")

4443,0

4496,98

4641,61

4361,9

4031,06

0,00

241,79

0,00

0,00

0,00

4220,05

4247,97

4634,72

4353,59

4028,46

3.

Свердловская ТЭЦ (филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс")

0,12

0,14

0,49

0,29

0,51

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

4.

Филиал "РУСАЛ Каменск-Уральский"

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

5.

Богословская ТЭЦ (филиал "РУСАЛ Краснотурьинск")

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

6.

Качканарская ТЭЦ (АО "ЕВРАЗ КГОК")

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

7.

Среднеуральская ГРЭС (ПАО "Энел Россия")

1,57

2,44

4,13

3,64

3,01

0,00

0,00

0,03

0,00

0,00

0,17

0,16

0,95

0,84

0,82

8.

Нижнетуринская ГРЭС (филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс")

3,83

0,89

0,96

0,43

0,31

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

2,50

0,00

0,00

0,00

0,00

9.

Серовская ГРЭС (ПАО "ОГК-2")

169,49

82,81

0,51

0,32

0,52

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

168,31

82,02

0,00

0,00

0,01

10.

Первоуральская ТЭЦ (филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс")

0,15

0,35

0,35

0,5

0,36

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

11.

Ново-Свердловская ТЭЦ (филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс")

0,50

0,34

0,47

0,59

0,57

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,16

0,15

0,19

0,20

0,21

12.

Верхнетагильская ГРЭС (АО "Интер РАО - Электрогенерация")

5,00

1,33

1,37

3,69

20,48

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,87

0,41

0,35

0,35

0,66

13.

Верхотурская ГЭС (филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс")

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

14.

Итого по предприятиям энергетики

4624,65

4587,01

4650,79

4372,09

4057,65

0,00

241,79

0,03

0,00

0,00

4392,06

4330,71

4636,21

4354,98

4030,17

15.

Всего по Свердловской области

176224,6

166007,2

154183,5

137715,4

147268,1

77645,1

67876,7

60880,6

50914,46

61623,82

100783,4

98536,3

92614,2

84169,58

89150,53

16.

В процентах от общего объема отходов

2,62

2,76

3,02

3,17

2,76

0,00

0,36

<0,0001

0,00

0,00

4,36

4,39

5,01

5,17

4,52



Параграф 7. РАЗВИТИЕ ЭНЕРГЕТИКИ С УЧЕТОМ ЭКОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПЕРСПЕКТИВНОЙ ГЕНЕРАЦИИ И ИЗМЕНЕНИЯ СТРУКТУРЫ СУЩЕСТВУЮЩЕЙ ГЕНЕРАЦИИ


В энергетике Свердловской области преобладают тенденции развития генерации на углеводородном топливе по причине развития различной газовой генерации, в том числе ПГУ и малой генерации. Это связано с широким диапазоном генерирующих мощностей на газе, удобством использования газовой топливной инфраструктуры и меньшими удельными показателями требуемой площади размещения.


По сравнению с текущей генерацией (традиционные конденсационные станции на угле и природном газе) новые энергоустановки различных видов обладают отличающимися характеристиками, которые необходимо учитывать при развитии энергетики. Обобщенные параметры выбросов в атмосферу современных, новых, модернизируемых и реконструированных энергоустановок приведены в таблице 16.



Таблица 16



ОБОБЩЕННЫЕ ПАРАМЕТРЫ ВЫБРОСОВ В АТМОСФЕРУ СОВРЕМЕННЫХ, НОВЫХ, МОДЕРНИЗИРУЕМЫХ И РЕКОНСТРУИРОВАННЫХ ЭНЕРГОУСТАНОВОК

Номер строки

Параметр

Сжигание пылевидного угля

ПГУ и мощные ГТУ

ГТУ

ГПУ

1.

Выбросы SO2 (мг/куб. м)

100 - 200

-

-

-

2.

Выбросы NOx (мг/куб. м)

20 - 30

50 - 200

50 - 100

до 500

3.

Выбросы CO (мг/куб. м)

менее 20

50 - 200

60 - 200

до 650

4.

Выбросы твердых частиц (мг/куб. м)

15 - 30

-

-

в зависимости от угара масла

5.

Электрический КПД (процентов)

35 - 43

54 - 58

33 - 37

40 - 45

6.

КИТ (процентов)

80 - 90


С учетом данных таблицы 16 можно сделать следующие выводы по экологическим критериям развития генерации:


1) все новые современные и перспективные виды генерации обладают более высокими по сравнению с существующей традиционной генерацией КПД и КИТ, что позволит сжигать меньше топлива, выбрасывать в атмосферу меньше вредных веществ и размещать меньше отходов. Также новые виды генерации обладают улучшенными удельными показателями выбросов вредных веществ.


Прямой эффект снижения выбросов от реконструкции связан с заменой оборудования на более экологичное и эффективное с точки зрения КПД. Существует также косвенный эффект, который по масштабам может быть больше прямого. Он связан с тем, что современное экономичное и экологичное оборудование получает преимущества при конкурентном отборе на оптовом рынке электроэнергии и мощности и вытесняет менее экономичное генерирующее оборудование. Потенциал такого замещения составляет 26,5 тыс. тонн, или 6,3% от выбросов предприятий энергетики в Свердловской области;


2) угольная генерация (а также генерация на местных и локальных видах топлива) обладает повышенным уровнем выбросов оксидов серы и пыли. Это связано со свойствами угля и зависит от его зольности. Применение современных установок с сухим золошлакоудалением и десульфаризацией отходящих газов существенно уменьшает данный недостаток;


3) современные мощные ПГУ и ГТУ обладают высоким КПД и экологичностью. Тем не менее направление конструктивного развития мощных газовых турбин ведет к повышению температуры и давления в камере сгорания для повышения КПД, что, в свою очередь, ведет к повышенному уровню выбросов окислов азота NOx и необходимости их нейтрализации;


4) традиционно считается, что доля угарного газа CO в выбросах станций невелика в связи с возможностью гибко дозировать подачу воздуха и контролировать процесс сгорания топлива. Тем не менее с переходом на новые технологии генерации и уменьшением других видов выбросов доля выбросов CO становится весомой, при развитии генерации она также принимается во внимание;


5) малая генерация на углеводородном топливе обладает лучшими по сравнению с существующей традиционной генерацией экологическими характеристиками. С учетом отсутствия потерь энергии благодаря близости к потребителю малая генерация дает выигрыш в КПД на 5 - 15% и снижает выбросы вредных веществ в 1,7 - 2,5 раза.


При развитии учитывается, что малая генерация на углеводородном топливе обладает несколько худшими по сравнению с новой "большой" генерацией экологическими характеристиками. Это касается КПД и количества сжигаемого топлива (для ГТУ), выбросов CO, NOx и твердых частиц (для ГПУ) и связано как с эффектом масштаба, так и с конструктивно-технологическими особенностями. Замещение малой генерацией доли, покрываемой новыми крупными станциями нагрузки, ведет к увеличению суммарных выбросов вредных веществ. Следует отметить, что ввиду распределенности по территории малая генерация снижает концентрацию выбрасываемых ею некумулятивных вредных веществ. С точки зрения выбросов углекислого газа CO2 и количества сжигаемого топлива, малая генерация обладает меньшим КПД ввиду эффекта масштаба, но устраняет потери при передаче энергии ввиду своего расположения в точке потребления.


В целом массовое направленное внедрение малой генерации на углеводородном топливе может быть обосновано экологическими критериями только при замещении доли нагрузки существующей традиционной генерации, но не новых крупных генерирующих мощностей.


Можно сделать следующие выводы по размещению новой генерации по экологическим критериям:


1) в городских зонах с высокой плотностью застройки имеет смысл размещать газовую генерацию на базе ПГУ и мощных ГТУ с учетом уровня выбрасываемых окислов NOx;


2) в небольших городах, пригородных и промышленных зонах при наличии транспортной инфраструктуры для угля и свободной территории имеет смысл рассматривать современные модульные угольные генерирующие установки с устройствами десульфаризации в качестве альтернативы газовой генерации. Схожими свойствами обладают установки, работающие на локальных и местных видах топлива при наличии очистки отходящих газов;


3) направленное внедрение малой генерации на углеводородном топливе может быть обосновано экологическими критериями только при замещении ею доли нагрузки существующей традиционной генерации, но не новых крупных генерирующих мощностей. Размещение малой генерации преимущественно зависит от потребителей. Подобная генерация приводит к увеличению суммарных вредных выбросов в Свердловской области, но ввиду свойства распределенности она не приводит к повышению концентрации некумулятивных вредных веществ.


Основные загрязнители и виды негативных воздействий предприятий электроэнергетики на окружающую среду, учитываемых при развитии предприятий энергетики до 2023 года, представлены в таблице 17.



Таблица 17



ОСНОВНЫЕ ЗАГРЯЗНИТЕЛИ И ВИДЫ НЕГАТИВНЫХ ВОЗДЕЙСТВИЙ ПРЕДПРИЯТИЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ НА ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ

Номер строки

Название

Формула

Основной источник

Опасные последствия

Кумулятивность

Статус опасности

1

2

3

4

5

6

7

1.

Газообразные и аэрозоли

2.

Диоксид серы

SO2

станции на местных, локальных видах топлива и угле

угнетение растений, кислотные дожди, коррозия

нет

локальный

3.

Оксиды азота

NO, NO2

газовые станции с высоким КПД, малая генерация

канцерогены, коррозия, разрушение озона

нет

локальный

4.

Углекислый газ

CO2

все виды станций

парниковый эффект

да

глобальный

5.

Угарный газ

CO

газовые станции с высоким КПД, малая генерация

яд

нет

локальный

6.

Твердые частицы

пыль

станции на местных, локальных видах топлива и угле

ухудшение дыхания, болезни

частично

локальный

7.

Тяжелые металлы

Fe, Pb, Ni, Zn, Cu, Mn, Cr

малая генерация (масла и продукты износа)

яды, канцерогены, мутагены

да

локальный

8.

Твердые

9.

Твердые производственные отходы

золошлакоотвалы

станции на местных, локальных видах топлива и угле

уничтожение экосистем

да

локальный

10.

Жидкие

11.

Сбросы сточных вод с загрязнителей

все вышеперечисленное

угольные станции с гидравлическим золошлакоудалением

яды, канцерогены, мутагены, уничтожение экосистем

частично

локальный

12.

Потребление воды

-

все виды станций

дефицит питьевой воды

нет

областной

13.

Поступление теплоты

-

сбросы теплой воды энергоустановками

изменение местного климата и изменение экосистем

нет

локальный


С целью снижения негативного воздействия на окружающую среду ряду предприятий энергетического комплекса предложено заключить соглашения с Правительством Свердловской области о взаимодействии в сфере охраны окружающей среды, включающие среднесрочные и долгосрочные программы природоохранных мероприятий.


На 1 февраля 2021 года с Правительством Свердловской области были заключены соглашения о взаимодействии в сфере охраны окружающей среды ПАО "ОГК-2" в части деятельности Серовской ГРЭС (от 30.10.2013) и АО "Интер РАО - Электрогенерация" в части деятельности филиала "Верхнетагильская ГРЭС" (от 13.07.2015).


Необходимо продолжить работу по заключению соглашений с другими предприятиями энергетического комплекса с учетом задач, определенных для субъектов хозяйственной деятельности, осуществляющих обращение с отходами производства, и принятых в Стратегии природопользования и экологической безопасности Свердловской области на период до 2035 года:


1) модернизации промышленных предприятий с целью предотвращения образования отходов и сокращения их количества (внедрение малоотходных и безотходных технологий, замена устаревшего оборудования);


2) внедрения в производство наилучших доступных технологий;


3) внедрения имеющихся отечественных и зарубежных технологий и оборудования, направленных на вовлечение отходов в хозяйственный оборот, включая ранее размещенные отходы производства;


4) организации производственного контроля за соблюдением требований законодательства Российской Федерации в области обращения с отходами;


5) проведения собственниками объектов размещения отходов, а также лицами, во владении или в пользовании которых находятся объекты размещения отходов, мониторинга состояния окружающей среды на территориях объектов размещения отходов и в пределах их воздействия на окружающую среду.



Глава 25. СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ МАЛОЙ ГЕНЕРАЦИИ В СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ



Параграф 8. ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ МАЛОЙ ГЕНЕРАЦИИ В СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Под малой генерацией в настоящих схеме и программе подразумеваются электростанции установленной мощностью менее 25 МВт, которые производят электрическую и тепловую энергию в непосредственной близости от ее конечного потребления. В качестве малой генерации не рассматриваются существующие социальные источники тепла: муниципальные котельные и ТЭЦ с преимущественно тепловой нагрузкой, построенные начиная с середины XX века с технологическими особенностями того периода.


На 1 февраля 2021 года доля малой генерации от суммарной установленной мощности электростанций энергосистемы Свердловской области оценивается примерно в 2%.


По данным проектных организаций, энергосервисных компаний и поставщиков оборудования, существует также множество объектов малой генерации единичной мощностью 200 - 600 кВт во внутренних сетях электроснабжения потребителей.


Текущая ситуация характеризуется тем, что малая генерация в Свердловской области наиболее интенсивно развивается на производственных объектах потребителей электрической энергии ввиду необходимости обеспечения энергетических потребностей производственного процесса в кратчайшие сроки и с минимальной себестоимостью. Для выработки электрической и тепловой энергии на электростанциях, относящихся к малой генерации, преимущественно используется углеводородное топливо (газ), в крупных котельных для выработки электрической энергии применяются в том числе редукционные установки. Электростанции, относящиеся к малой генерации, на основе возобновляемых источников энергии представлены незначительно, что обусловлено климатическими особенностями Свердловской области.


Большинство электростанций, относящихся к малой генерации, работают параллельно с энергосистемой Свердловской области с выдачей или без выдачи мощности в прилегающую электрическую сеть сетевых организаций, что для собственников таких электростанций обеспечивает наиболее эффективный технологический режим работы электростанции и высокие экономические показатели.



Параграф 9. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ РАЗВИТИЯ МАЛОЙ ГЕНЕРАЦИИ


С учетом существующего состояния электросетевой инфраструктуры Свердловской области, ее климатических особенностей и экономического развития можно провести анализ перспектив развития малой генерации в Свердловской области. В качестве основных критериев, определяющих возможности увеличения доли малой генерации в суммарной установленной мощности энергосистемы Свердловской области, рассматриваются:


1) доступность электросетевой инфраструктуры, включая загрузку центров питания 35 - 110 кВ, а также необходимость электрификации удаленных районов;


2) наличие теплоэнергетической инфраструктуры и учет возможной потребности в низко- и среднепотенциальном тепле для производственных нужд;


3) наличие и степень развития распределительных газовых сетей как основной топливной инфраструктуры;


4) возможность использования местных видов топлива в качестве альтернативной топливной инфраструктуры.


Наличие развитой электросетевой, теплоэнергетической и топливной инфраструктуры является одним из ключевых показателей развития Свердловской области.


Также на территории Свердловской области имеется ряд населенных пунктов, удаленных от сетей централизованного электроснабжения, с относительно малой численностью населения. Перечень населенных пунктов, расположенных на территории Свердловской области, не охваченных централизованным электроснабжением, представлен в таблице 18. Подключение их к существующей электрической сети нецелесообразно по причине дороговизны, переселение жителей данных территорий невозможно в силу необходимости сохранения существующего жизненного уклада. В то же время повышение качества жизни населения предусмотрено Стратегией социально-экономического развития Свердловской области на 2016 - 2030 годы, утвержденной Законом Свердловской области от 21 декабря 2015 года N 151-ОЗ "О Стратегии социально-экономического развития Свердловской области на 2016 - 2030 годы". Энергоснабжение потребителей электрической энергии, расположенных на данных территориях, может быть организовано путем строительства электростанций, относящихся к малой генерации, на местных и локальных видах топлива с изолированным режимом работы, что окажет положительное воздействие на устойчивое развитие данных территорий.



Таблица 18



ПЕРЕЧЕНЬ НАСЕЛЕННЫХ ПУНКТОВ, РАСПОЛОЖЕННЫХ НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, НЕ ОХВАЧЕННЫХ ЦЕНТРАЛИЗОВАННЫМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕМ

Номер строки

Населенный пункт

Наименование муниципального образования, расположенного на территории Свердловской области

1

2

3

1.

Деревня Нижняя Ослянка

город Нижний Тагил

2.

Село Еремино

Гаринский городской округ

3.

Деревня Шантальская

4.

Село Шабурово

5.

Поселок Ликино

6.

Поселок Новый Вагиль

7.

Поселок Понил

Ивдельский городской округ

8.

Поселок Митяево

9.

Поселок Суеватпауль

10.

Поселок Хандыбина Юрта

11.

Поселок Юрта Анямова

12.

Поселок Бахтиярова Юрта

13.

Поселок Ушма

14.

Поселок Массава

15.

Поселок Пакина

16.

Поселок Пристань

17.

Поселок Юркино

18.

Деревня Монастырка

Каменск-Уральский городской округ Свердловской области

19.

Поселок Калач

Махнёвское муниципальное образование

20.

Село Кумарьинское

Туринский городской округ


Важным критерием при выборе мест размещения генерации является наличие топливной инфраструктуры. В качестве основного вида топлива для выработки тепловой и электрической энергии в энергоустановках малой мощности применяется природный газ. На территории Свердловской области действуют несколько газораспределительных организаций, обслуживающих бытовых и промышленных потребителей Свердловской области: АО "Екатеринбурггаз", ГУП СО "Газовые сети", АО "ГАЗЭКС", АО "Регионгаз-инвест", ОАО "Газпром газораспределение Екатеринбург". В соответствии с данными о зонах обслуживания производственных участков указанных газораспределительных организаций газовая инфраструктура не развита в Сосьвинском городском округе, Гаринском городском округе и Таборинском муниципальном районе Свердловской области, что, в свою очередь, исключает появление в этих муниципальных образованиях объектов малой генерации, работающих на природном газе. Следует отметить, что некоторые муниципальные образования, расположенные на территории Свердловской области, газифицированы частично.


Развитие малой генерации в зоне децентрализованного энергоснабжения целесообразно осуществлять за счет повышения эффективности использования местных энергоресурсов. Строительство муниципальных объектов малой генерации, в том числе на основе возобновляемых источников энергии и альтернативных видов топлива, является одним из направлений снижения энергодефицита и диверсификации источников энергии, которое позволяет обеспечить тепловой и электрической энергией отдаленные и труднодоступные районы.


Одним из таких перспективных направлений является использование отходов лесообрабатывающей промышленности. Крупнейшие предприятия лесообрабатывающей промышленности сосредоточены в Муниципальном образовании Алапаевское, Ивдельском, Новолялинском, Артинском, Ачитском городских округах и городском округе Красноуфимск Свердловской области. В качестве топлива для энергоустановок малой мощности могут служить опилки, щепа, стружка или дрова при использовании газогенератора, топливные брикеты из древесины и топливные пеллеты (гранулы).


В Гаринском городском округе, Тавдинском городском округе и Таборинском муниципальном районе Свердловской области перспектив для развития круглогодичных лесозаготовок нет, так как эксплуатационные запасы расположены среди болот и имеют низкую товарную производительность. Тем не менее в восточной части Свердловской области при развитии торфяного кластера целесообразно развитие малой когенерации на торфе. Наиболее крупные месторождения Свердловской области: Таборинское - 1780 млн. тонн, Гаринское - 1250 млн. тонн, Серовское - 840 млн. тонн, Туринское - 470 млн. тонн, Тавдинское - 460 млн. тонн. Разведанные запасы торфа в Свердловской области составляют более 5000 млн. тонн, в том числе балансовые запасы - более 1600 млн. тонн. Экологичное использование торфа требует внедрения современных технологий.


Карта районирования Свердловской области по условиям развития топливной инфраструктуры и перспективного теплоснабжения представлена на рисунке 22*.


* Рисунок 22 не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.




Раздел 5. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ



Глава 26. ОСНОВНЫЕ ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Развитие электроэнергетики Свердловской области должно быть направлено на достижение следующих целей:


1) достижение целевых показателей энергокомфорта населения Свердловской области;


2) обеспечение развития производственного потенциала Свердловской области в долгосрочной перспективе, в том числе энергоемких отраслей экономики;


3) повышение конкурентоспособности экономики Свердловской области;


4) включение научно-производственного потенциала Свердловской области в технологическое развитие электроэнергетики;


5) минимизация затрат на энергоснабжение потребителей Свердловской области;


6) увеличение доли малой генерации и возобновляемых источников энергии в энергетике Свердловской области.


Для реализации целей развития энергетики Свердловской области необходимо решить следующие задачи:


1) разработка целевых показателей энергокомфорта как составляющих показателя качества жизни и способов их достижения;


2) разработка мер по преобразованию энергетики в инфраструктуру, стимулирующую развитие Свердловской области (модернизация и замена морально устаревшего оборудования, внедрение энергетически и экономически эффективных технологий и иное);


3) создание высокопроизводительных рабочих мест и модернизация существующих рабочих мест в электроэнергетическом комплексе Свердловской области;


4) разработка механизмов вовлечения научно-производственного потенциала Свердловской области в технологическое развитие электроэнергетики;


5) определение оптимальных границ развития систем централизованного и децентрализованного энергоснабжения;


6) уточнение целесообразности использования местных топливно-энергетических ресурсов Свердловской области через комплекс показателей социально-экономической, экологической, энергетической эффективности и энергобезопасности.



Глава 27. ПРОГНОЗ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ ПО ЭНЕРГОСИСТЕМЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЯТИЛЕТНИЙ ПЕРИОД


Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по энергосистеме разработан на базе фактических показателей потребления электрической энергии и мощности за последние годы с учетом анализа имеющейся информации об утвержденных технических условиях и заключенных договорах на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии к электрическим сетям. При разработке прогноза использованы сведения о максимальной мощности присоединяемых энергопринимающих устройств, сроках ввода их в эксплуатацию, а также характере нагрузки (виде деятельности хозяйствующего субъекта), позволяющие оценить распределение прироста потребности в электрической энергии по видам экономической деятельности и годам прогнозирования.


Формирование долгосрочного прогноза потребления электрической мощности осуществляется в условиях отсутствия метеорологических прогнозов для рассматриваемого периода прогнозирования. Статистический анализ фактических периодов максимальных нагрузок энергосистем позволяет сделать вывод, что максимум потребления мощности достигается в зимний период при существенном снижении температуры наружного воздуха относительно среднемноголетних значений.


С учетом изложенного формирование прогнозного максимума потребления мощности осуществляется для средних температурных условий прохождения максимума потребления мощности в базовом периоде. Это позволяет сформировать статистически корректные прогнозные значения максимумов потребления мощности энергосистемы.


В соответствии с выполненным прогнозом потребления электрической энергии на период до 2026 года потребление электрической энергии на этап 2026 года составит 45,1 млрд. кВт.ч, что выше фактического уровня, зафиксированного в 2020 году, на 3,8 млрд. кВт.ч, или на 9,2%.


Основой развития экономики энергосистемы Свердловской области в перспективном периоде будут оставаться горнодобывающая, металлургическая и машиностроительная отрасли промышленности, предприятия оборонно-промышленного комплекса. Крупные приросты объемов потребления электрической энергии, связанные с развитием металлургических производств, ожидаются на АО "КУМЗ", АО "НЛМК-Урал", АО "Первоуральский новотрубный завод", АО "Святогор", ПАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА".


Увеличение объема потребления электрической энергии в энергосистеме Свердловской области прогнозируется на предприятиях транспортной системы (ОАО "РЖД" в границах Свердловской области), прочих промышленных и жилищно-коммунальных потребителей. При этом необходимо отметить, что траектория развития в кратко- и среднесрочной перспективе будет определяться не только экономическими, но и эпидемиологическими факторами (распространение коронавирусной инфекции (COVID-19) в 2021 году).


Прогноз спроса на электрическую энергию приведен в таблице 19. Прогноз потребления электрической энергии в Свердловской области показан на рисунке 23.



Таблица 19



ПРОГНОЗ СПРОСА НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ

Номер строки

Период

Факт

Прогноз

2020 год

2021 год

2022 год

2023 год

2024 год

2025 год

2026 год

1.

Потребление электрической энергии, млн. кВт.ч

41347,0

42652,0

43492,0

44159,0

44652,0

44886,0

45147,0

2.

Абсолютный прирост потребления электрической энергии (по отношению к предшествующему году), млн. кВт.ч

-1731,8

1305,0

840,0

667,0

493,0

234,0

261,0

3.

Динамика изменения потребления электрической энергии (по отношению к предшествующему году), процентов

-4,0

3,2

2,0

1,5

1,1

0,5

0,6


млн. кВт.ч


46000,0 ‰

│45147,0

│┌══════‰

45000,0 ┤││

│44886,0 ││

│44652,0 ┌══════‰ ││

│44159,0 ┌══════‰ ││││

│┌══════‰ ││││││

44000,0 ┤││││││││

│43492,0 ││││││││

│┌══════‰ ││││││││

43000,0 ┤││││││││││

│42652,0 ││││││││││

│┌══════‰ ││││││││││

42000,0 ┤││││││││││││

│41347,0 ││││││││││││

│┌══════‰ ││││││││││││

41000,0 ┤││││││││││││││

│││││││││││││││

│││││││││││││││

40000,0 ┤││││││││││││││

│││││││││││││││

39000,0 ┼══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═‰

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 год

(факт)

Рисунок 23. Прогноз потребления электрической энергии в Свердловской области



В соответствии с выполненным прогнозом максимумов потребления мощности на период до 2026 года максимальное потребление мощности энергосистемы Свердловской области составит 6666 МВт на этап 2026 года, что выше уровня фактического максимального потребления мощности, зафиксированного в 2020 году, на 653 МВт, или на 10,9%.


Прогнозные уровни максимумов потребления мощности энергосистемы Свердловской области на период с 2021 по 2026 год приведены в таблице 20. Прогноз максимумов потребления мощности показан на рисунке 24.



Таблица 20



ПРОГНОЗНЫЕ УРОВНИ МАКСИМУМА ПОТРЕБЛЕНИЯ МОЩНОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРИОД С 2021 ПО 2026 ГОД

Номер строки

Период

Факт

Прогноз

2020 год

2021 год

2022 год

2023 год

2024 год

2025 год

2026 год

1.

Максимум потребления мощности, МВт

6013

6273

6402

6509

6576

6622

6666

2.

Абсолютный прирост максимума потребления мощности (по отношению к предшествующему году), МВт

-443

260

129

107

67

46

44

3.

Динамика изменения (по отношению к предшествующему году), процентов

-6,9

4,3

2,1

1,7

1,0

0,7

0,7


МВт

6800 ‰

│6666

│6622 ┌══════‰

6600 ┤┌══════‰ ││

│6576 ││││

│6509 ┌══════‰ ││││

│6402 ┌══════‰ ││││││

6400 ┤┌══════‰ ││││││││

│││││││││││

│6273 ││││││││││

│┌══════‰ ││││││││││

6200 ┤││││││││││││

│6013 ││││││││││││

│┌══════‰ ││││││││││││

6000 ┤││││││││││││││

│││││││││││││││

│││││││││││││││

5800 ┤││││││││││││││

│││││││││││││││

│││││││││││││││

5600 ┼══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═‰

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 год

(факт)


Рисунок 24. Прогноз максимумов потребления мощности




Глава 28. ПЕРЕЧЕНЬ ПЛАНИРУЕМЫХ К СТРОИТЕЛЬСТВУ И ВЫВОДУ ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ



Параграф 10. ВЫВОД ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ


Объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей в период с 2021 по 2026 год учитываются на основании проекта схемы и программы развития ЕЭС России на 2021 - 2027 годы для базового варианта.


Вывод из эксплуатации генерирующего оборудования на электростанциях энергосистемы Свердловской области в период с 2021 по 2026 год не планируется.



Параграф 11. ПЛАНИРУЕМЫЕ ОБЪЕМЫ ВВОДА И МОДЕРНИЗАЦИЯ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ


Объем ввода в эксплуатацию генерирующих мощностей в период с 2021 по 2026 год определен на основании проекта схемы и программы развития ЕЭС России на 2021 - 2027 годы для базового варианта.


Ввод в эксплуатацию нового генерирующего оборудования на электростанциях энергосистемы Свердловской области в период с 2021 по 2026 год не планируется.


В соответствии с Распоряжением Правительства Российской Федерации от 07.02.2020 N 232-р в 2025 году планируется окончание модернизации ТГ-6 и ТГ-7 Среднеуральской ГРЭС с суммарным увеличением установленной мощности на 40 МВт.


В соответствии с Распоряжением Правительства Российской Федерации от 06.02.2021 N 265-р в 2026 году планируется окончание модернизации Блока 1 Рефтинской ГРЭС с увеличением установленной мощности на 15 МВт.


Объемы и структура модернизации генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования в энергосистеме Свердловской области приведены в приложении N 7 к настоящим схеме и программе.


До 2026 года с учетом модернизации генерирующего оборудования установленная мощность электростанций энергосистемы Свердловской области увеличится на 55 МВт и составит 10612,7 МВт. Изменение установленной мощности энергосистемы Свердловской области с учетом объемов ввода и вывода генерирующего оборудования по основным объемам показано в таблице 21.


Также в рамках реализации технологического присоединения объектов по производству электрической энергии в 2021 - 2026 годах на территории Свердловской области планируется ввести в работу:


1) в 2021 году - ТЭС АО "Уральская фольга" максимальной мощностью 14 МВт;


2) в 2021 году - перевод ТГ-6 Синарской ТЭЦ (АО "Синарская ТЭЦ") максимальной мощностью 12 МВт на параллельную работу с ЕЭС России;


3) в 2021 году - ТЭС ООО "Аггреко Евразия" максимальной мощностью 14 МВт;


4) в 2021 году - корпус ПТУ ООО "Штарк Энерджи Ревда" максимальной мощностью 7,5 МВт;


5) в 2021 году - ТЭЦ "Синергия" максимальной мощностью 19,9 МВт;


6) в 2022 году - ГТУ N 5 и ГТУ N 6 Ревдинской ГТ-ТЭЦ суммарной максимальной мощностью 18 МВт;


7) в 2023 году - ГТУ N 7 и ГТУ N 8 Ревдинской ГТ-ТЭЦ суммарной максимальной мощностью 18 МВт;


8) в 2023 году - ТЭС Энергоцентр АО "Уралэлектромедь" максимальной мощностью 22,34 МВт.


Информация, не указанная в приложении N 7 к настоящим схеме и программе, не входит в базовый прогнозный баланс и не учитывается при расчете режимно-балансовой ситуации.



Таблица 21



ИЗМЕНЕНИЕ УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ С УЧЕТОМ ОБЪЕМОВ ВВОДА И ВЫВОДА ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ ПО ОСНОВНЫМ ОБЪЕМАМ

Номер строки

Электростанция

Pуст. (на 01.02.2021) (МВт)

Установленная мощность на конец года (МВт)

2021

год

2022

год

2023

год

2024

год

2025

год

2026

год

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1.

Академическая ТЭЦ

228

228

228

228

228

228

228

2.

Белоярская АЭС

1485

1485

1485

1485

1485

1485

1485

3.

Богдановичская ТЭЦ

8,6

8,6

8,6

8,6

8,6

8,6

8,6

4.

Богословская ТЭЦ

135,5

135,5

135,5

135,5

135,5

135,5

135,5

5.

Верхнетагильская ГРЭС

1062,15

1062,15

1062,15

1062,15

1062,15

1062,15

1062,15

6.

Верхотурская ГЭС

7

7

7

7

7

7

7

7.

ГТЭС АРП Арамиль

4

4

4

4

4

4

4

8.

ГТЭС-4 АРП Сысерть

4

4

4

4

4

4

4

9.

Екатеринбургская ГТ-ТЭЦ

18

18

18

18

18

18

18

10.

Качканарская ТЭЦ

50

50

50

50

50

50

50

11.

Красногорская ТЭЦ

121

121

121

121

121

121

121

12.

Мини-ТЭЦ ПАО "СУМЗ"

21,5

21,5

21,5

21,5

21,5

21,5

21,5

13.

Мини-ТЭЦ ПСЦМ АО "Уралэлектромедь"

2,4

2,4

2,4

2,4

2,4

2,4

2,4

14.

Невьянская ТЭС

24,9

24,9

24,9

24,9

24,9

24,9

24,9

15.

Нижнетуринская ГРЭС

484

484

484

484

484

484

484

16.

Ново-Свердловская ТЭЦ

557

557

557

557

557

557

557

17.

Первоуральская ТЭЦ

24

24

24

24

24

24

24

18.

Ревдинская ГТ-ТЭЦ

24

24

24

24

24

24

24

19.

Режевская ГТ-ТЭЦ

18

18

18

18

18

18

18

20.

Рефтинская ГРЭС

3800

3800

3800

3800

3800

3800

3815

21.

Свердловская ТЭЦ

24

24

24

24

24

24

24

22.

Серовская ГРЭС

451

451

451

451

451

451

451

23.

Среднеуральская ГРЭС

1578,5

1578,5

1578,5

1578,5

1578,5

1618,5

1618,5

24.

ТЭЦ в г. Новоуральске

24,9

24,9

24,9

24,9

24,9

24,9

24,9

25.

ТЭЦ ВИЗа

70,5

70,5

70,5

70,5

70,5

70,5

70,5

26.

ТЭЦ НТМК

149,9

149,9

149,9

149,9

149,9

149,9

149,9

27.

ТЭЦ ПАО "НМЗ"

24,9

24,9

24,9

24,9

24,9

24,9

24,9

28.

ТЭЦ Синарского трубного завода

12

12

12

12

12

12

12

29.

ТЭЦ УВЗ

108

108

108

108

108

108

108

30.

ТЭЦ Уральского турбомоторного завода

24

24

24

24

24

24

24

31.

Энергоцентр "Березовский"

6,451

6,451

6,451

6,451

6,451

6,451

6,451

32.

Энергокомплекс г. Нижние Серги

4,5

4,5

4,5

4,5

4,5

4,5

4,5

33.

Итого

10557,7

10557,7

10557,7

10557,7

10557,7

10597,7

10612,7

34.

в том числе:

35.

АЭС

1485

1485

1485

1485

1485

1485

1485

36.

ГЭС

7

7

7

7

7

7

7

37.

ТЭС

9065,70

9065,70

9065,70

9065,70

9065,70

9105,70

9120,70



Глава 29. ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВНОЙ БАЛАНСОВОЙ СИТУАЦИИ (ПО ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ) НА ПЯТИЛЕТНИЙ ПЕРИОД


Балансы электрической энергии и мощности по энергосистеме Свердловской области сформированы на основании проекта схемы и программы развития ЕЭС России на 2021 - 2027 годы для базового варианта. При формировании перспективного баланса электрической энергии энергосистемы Свердловской области потребность в производстве электрической энергии определяется с учетом прогнозных объемов потребления электрической энергии на территории региональной энергосистемы и сальдо перетоков с соседними энергосистемами. Прогноз спроса на электрическую энергию в энергосистеме Свердловской области приведен в таблице 22.



Таблица 22



ПРОГНОЗ СПРОСА НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Номер строки

Наименование показателя

2020 год (отчет)

2021 год

2022 год

2023 год

2024 год

2025 год

2026 год

1.

Потребление электрической энергии, млн. кВт.ч

41347,0

42652,0

43492,0

44159,0

44652,0

44886,0

45147,0

2.

Производство, млн. кВт.ч

56417,0

53410,0

55582,0

56454,0

57316,0

58347,0

58537,0

3.

в том числе:

-

-

-

-

-

-

-

4.

АЭС

10831,0

9656,0

10245,0

10240,0

10038,0

10395,0

10283,0

5.

ГЭС

22,0

21,0

19,0

19,0

19,0

19,0

19,0

6.

ТЭС

45564,0

43733,0

45318,0

46195,0

47259,0

47933,0

48235,0

7.

Перетоки, млн. кВт.ч

-15070,0

-10758,0

-12090,0

-12295,0

-12664,0

-13461,0

-13390,0


Прогнозный баланс мощности по энергосистеме Свердловской области приведен в таблице 23.



Таблица 23



ПРОГНОЗНЫЙ БАЛАНС МОЩНОСТИ ПО ЭНЕРГОСИСТЕМЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Номер строки

Наименование показателя

2020 год (отчет)

2021 год

2022 год

2023 год

2024 год

2025 год

2026 год

1.

Собственный максимум потребления мощности, МВт

6013

6273

6402

6509

6576

6622

6666

2.

Покрытие (установленная мощность), МВт

10557,7

10557,7

10557,7

10557,7

10557,7

10597,7

10612,7

3.

в том числе:

-

-

-

-

-

-

-

4.

АЭС

1485

1485

1485

1485

1485

1485

1485

5.

ГЭС

7

7

7

7

7

7

7

6.

ТЭС

9065,7

9065,7

9065,7

9065,7

9065,7

9105,7

9120,7


Как и до 2020 года энергосистема Свердловской области до 2026 года останется избыточной как по мощности, так и по электрической энергии.



Глава 30. ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ


Перечень крупных перспективных потребителей электрической энергии в энергосистеме Свердловской области согласно действующим договорам об осуществлении технологического присоединения в период 2020 - 2024 годов приведен в приложении N 5 к настоящим схеме и программе.



Глава 31. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Свердловской области на 2021 год и период 2022 - 2026 годов будет связано с решением следующих задач, направленных на повышение эффективности функционирования энергосистемы:


1) обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии;


2) обеспечение допустимых параметров электроэнергетических режимов для энергорайонов, отнесенных к "узким" местам энергосистемы;


3) обеспечение реконструкции объектов электросетевого хозяйства, связанной с недопустимой перегрузкой трансформаторного оборудования;


4) обеспечение реконструкции объектов электросетевого хозяйства, связанной с неудовлетворительным состоянием линий электропередачи и оборудования;


5) обеспечение реконструкции объектов электросетевого хозяйства для обеспечения надежности электроснабжения потребителей.


Предложения по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше на 2021 год и период 2022 - 2026 годов сформированы на основе анализа существующего состояния и прогноза изменений схемно-режимной и режимно-балансовой ситуации в энергосистеме Свердловской области на перспективу, результатов ранее выполненных работ по развитию ЕЭС России, ОЭС Урала, энергосистемы Свердловской области, схем выдачи мощности электростанций и схем внешнего электроснабжения потребителей, работ, связанных с обоснованием необходимости сооружения электросетевых объектов, мероприятий, обеспечивающих техническую возможность технологического присоединения по действующим ТУ на ТП, а также на основе предложений Филиала АО "СО ЕЭС" Свердловского РДУ, филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала, филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго", Свердловской дирекции по энергообеспечению - структурного подразделения Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД", АО "ЕЭСК" и иных субъектов электроэнергетики, учитывающих экспертную оценку по срокам выполнения работ по проектированию, новому строительству и реконструкции электросетевых объектов.


Перечень мероприятий по развитию электросетевого комплекса 110 кВ и выше (объектов реконструкции, нового строительства), необходимых для обеспечения надежного электроснабжения потребителей Свердловской области, приведен в приложении N 9 к настоящим схеме и программе.


Развитие электрических сетей напряжением 35 кВ и ниже энергосистемы Свердловской области на 2021 год и период 2022 - 2026 годов будет связано с решением следующих задач, направленных на повышение эффективности функционирования энергосистемы:


1) обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии;


2) обеспечение электроснабжения существующих потребителей в соответствии с нормами качества электроэнергии;


3) обновление электросетевого оборудования, связанное с его неудовлетворительным состоянием.


Предложения по развитию электрической сети напряжением 35 кВ и ниже на 2021 год и период 2022 - 2026 годов сформированы на основе предложений филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго", АО "Облкоммунэнерго" и АО "ЕЭСК".


Перечень мероприятий по развитию электросетевого комплекса 35 кВ и ниже (объектов реконструкции, нового строительства), необходимых для обеспечения надежного электроснабжения потребителей Свердловской области, приведен в приложении N 10 к настоящим схеме и программе.



Параграф 12. РАЗВИТИЕ СЕТЕВОГО КОМПЛЕКСА 110 КВ И ВЫШЕ, СВЯЗАННОГО С ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ ПРИСОЕДИНЕНИЕМ ЭНЕРГОПРИНИМАЮЩИХ УСТРОЙСТВ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ


Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Промдевелопмент "Большебрусянское" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 15 МВт):


1) строительство ПС 220 кВ Шипеловская трансформаторной мощностью 50 МВА (2 x 25 МВА);


2) строительство заходов ВЛ 220 кВ Курчатовская - Каменская на ПС 220 кВ Шипеловская ориентировочной протяженностью 0,2 км (2 x 0,1 км).


Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Уралэлектромедь" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 25 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 02.08.2018 N 317/ТП-М4):


1) строительство КЛ 110 кВ Сварочная - Электромедь N 2 ориентировочной протяженностью 3,075 км;


2) расширение ОРУ 110 кВ на ПС 220 кВ Сварочная на одну линейную ячейку с установкой выключателя 110 кВ с номинальным током 1000 А;


3) расширение ОРУ 110 кВ на ПС 110 кВ Электромедь на одну линейную ячейку с установкой выключателя 110 кВ с номинальным током 1000 А.


Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Краснотурьинск-Полиметалл" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 7 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" от 16.07.2019 N 8500010559):


1) строительство ПС 110 кВ Полиметалл с установкой двух трансформаторов мощностью 10 МВА каждый;


2) сооружение отпаек от ВЛ 110 кВ Воронцовский ГОК - Краснотурьинск с отпайками и ВЛ 110 кВ Воронцовский ГОК - Серов с отпайкой на ПС Птицефабрика до ПС 110 кВ Полиметалл ориентировочной протяженностью 4,4 км (2 x 2,2 км).


Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Медно-Рудная компания" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 12 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" от 20.08.2019 N 8500010631):


реконструкция ПС 110 кВ Карпушиха с заменой трансформатора мощностью 10 МВА на трансформатор мощностью 16 МВА.


Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств объектов XXXII Всемирной летней Универсиады 2023 года в г. Екатеринбурге (максимальная мощность энергопринимающих устройств составляет 28299,48 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" от 24.01.2020 N 8500010928):


реконструкция ПС 35 кВ Кольцово с переводом на класс напряжения 110/10 кВ с присвоением ей диспетчерского наименования ПС 110 кВ Новокольцовская.


Для возможности реконструкции ПС 35 кВ Кольцово требуется реализация следующих мероприятий:


1) организация шлейфового захода КВЛ 110 кВ Южная - Сибирская II цепь с отпайками на ПС 110 кВ Новокольцовская ориентировочной протяженностью 10,26 км (2 x 5,13 км);


2) установка двух трансформаторов напряжением 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый;


3) замена на ПС 110 кВ Нижне-Исетская ВЧЗ ВЛ 110 кВ Н. Исетская - Южная 1 с отпайками с номинальным током 500 А на ВЧЗ с номинальным током не менее 597 А;


4) замена на ПС 110 кВ Нижне-Исетская ВЧЗ ВЛ 110 кВ Н. Исетская - Южная 2 с отпайками с номинальным током 500 А на ВЧЗ с номинальным током не менее 569 А.


По состоянию на 1 апреля 2021 года мероприятия по замене на ПС 110 кВ Нижне-Исетская ВЧЗ ВЛ 110 кВ Н. Исетская - Южная 1 и 2 с отпайками выполнены.


Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "ОЭЗ "Титановая Долина" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 16,3 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" от 31.12.2019 N 8500010921):


1) реконструкция ПС 110 кВ Титан с заменой двух трансформаторов мощностью 10 МВА каждый на трансформаторы мощностью 25 МВА каждый (мощность трансформаторов уточняется при проектировании);


2) замена провода ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1 и 2 с отпайками на участке от ПС 220 кВ Вязовская до отпайки на ПС 110 кВ Полимер марки АС-120 (2 x 0,18 км) на провод с длительно допустимой токовой нагрузкой не менее 450 А при температуре +18 град. C;


3) установка на ПС 220 кВ Вязовская АОПО ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1 и 2 с отпайками с реализацией управляющих воздействий на отключение нагрузки энергопринимающих устройств ОАО "ОЭЗ "Титановая Долина" на ПС 110 кВ Титан.


Мероприятие по установке на ПС 220 кВ Вязовская АОПО ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1 и 2 с отпайками также является мероприятием, необходимым для исключения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений, подробное описание которых приведено в главе 19 настоящих схемы и программы.


Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Уралэлектромедь" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 24,63 МВт (из них 21,63 МВт - ранее присоединенная максимальная мощность, 3,0 МВт - вновь присоединяемая максимальная мощность), договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" от 25.12.2020 N 8500011130):


1) реконструкция ПС 110 кВ Пышма с переносом ПС с производственной территории АО "Уралэлектромедь" на новую площадку и установкой трех трансформаторов мощностью 40 МВА каждый на новой площадке ПС 110 кВ Пышма;


2) перезавод КВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Пышма с отпайками (ориентировочной протяженностью 0,527 км), КВЛ 110 кВ Сварочная - Пышма (ориентировочной протяженностью 0,562 км) на вновь сооружаемое ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Пышма.


Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "СТИЛ" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 6,64 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" от 17.12.2019 N 8500010748):


1) перевод отпаек на ПС 110 кВ Подволошная с ВЛ 110 кВ Первоуральская - Кузино с отпайками и ВЛ 110 кВ Первоуральская - Бойцы на ВЛ 110 кВ Первоуральская - Металл I, II цепь с отпайками (ориентировочной протяженностью 2 x 0,06 км);


2) реконструкция ПС 110 кВ Подволошная с заменой трансформаторов мощностью 16 МВА и 15 МВА на трансформаторы мощностью 25 МВА каждый;


3) замена существующих трансформаторов тока ТТ В 110 кВ Т-1 и ТТ В 110 кВ Т-2 ОРУ 110 кВ Подволошная на оборудование с номинальным током не менее 126 А.


Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Святогор" к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 44 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" от 24.07.2020 N 8500011122):


1) реконструкция ПС 110 кВ Волковская с переносом места размещения ПС на новое место и заменой силовых трансформаторов мощностью 6,3 МВА и 10 МВА на два трансформатора мощностью 63 МВА каждый;


2) строительство отпаек от ВЛ 110 кВ В. Тура - Тагил 1, 2 с отпайками до вновь сооружаемой на новом месте ПС 110 кВ Волковская.


Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" максимальной мощностью 14,24 МВт (договор об осуществлении технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" по состоянию на 23.04.2021 находится в стадии заключения):


1) строительство ПС 110 кВ Бородовская с установкой двух трансформаторов мощностью 16 МВА каждый;


2) сооружение отпаек от ВЛ 110 кВ Первоуральская - Капралово II цепь и от отпайки на ПС Мирная от ВЛ 110 кВ Первоуральская - ДОЗ с отпайкой на ПС Мирная до ПС 110 кВ Бородовская;


3) установка ВЧЗ на вновь сооружаемой отпайке от отпайки на ПС Мирная от ВЛ 110 кВ Первоуральская - ДОЗ с отпайкой на ПС Мирная до ПС 110 кВ Бородовская с номинальным током не менее 85 А.


Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" максимальной мощностью 14,24 МВт (договор об осуществлении технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" по состоянию на 23.04.2021 находится в стадии заключения):


1) строительство ПС 110 кВ Костриково с установкой двух трансформаторов мощностью 16 МВА каждый;


2) строительство отпаек от ВЛ 110 кВ Полевская - Гвоздика с отпайкой на ПС Диорит и от ВЛ 110 кВ Дегтярка - Макарцево с отпайкой на ПС Верхнее Макарово до ПС 110 кВ Костриково.


Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "ЕВРАЗ-НТМК" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 85 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ООО "ЕвразЭнергоТранс" от 20.09.2019 N НТФ ЕЭТ 21Н-2-22):


1) установка на ПС 110 кВ Коксовая трансформатора 110/35 кВ мощностью 63 МВА;


2) расширение ОРУ 110 кВ на ПС 110 кВ Коксовая на одну линейную ячейку с установкой выключателя 110 кВ с номинальным током не менее 789 А.


Кроме этого, планируется реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "ЕВРАЗ-НТМК" максимальной мощностью энергопринимающих устройств 790 кВт (договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ООО "ЕвразЭнергоТранс" от 13.10.2020 N НТФ ЕЭТ 21Н-2-26).


В действующих технических условиях на технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО "ЕВРАЗ-НТМК" к электрическим сетям ООО "ЕвразЭнергоТранс" максимальной мощностью 790 кВт (дополнительно к существующей 1710 кВт, существующие энергопринимающие устройства относятся ко II категории надежности электроснабжения), являющихся приложением к договору от 13.10.2020 N НТФ ЕЭТ 21Н-2-26, заявлена II категория надежности электроснабжения вновь присоединяемых энергопринимающих устройств (в соответствии с пунктом 1.2.20 ПУЭ II категория надежности электроснабжения предусматривает питание потребителей от двух независимых источников). В настоящее время на ПС 110 кВ Обжиговая установлен один трансформатор Т-1 110/6 кВ мощностью 6,3 МВА и имеется связь по электрической сети 6 кВ ЗРУ 6 кВ ПС 110 кВ Обжиговая с ПС 35/6 кВ Аглофабрика ГБР. Требования к электроснабжению энергопринимающих устройств II категории надежности электроснабжения не могут быть обеспечены за счет существующей КЛ 6 кВ от ПС 35/6 кВ Аглофабрика ГБР до ПС 110 кВ Обжиговая (принадлежит другому собственнику - ОАО "ВГОК"): длительно допустимая токовая нагрузка существующей КЛ 6 кВ от ПС 35/6 кВ Аглофабрика ГБР до ПС 110 кВ Обжиговая составляет 135 А при температуре 25 град. C, в то время как требуемая допустимая токовая нагрузка исходя из существующей и перспективной нагрузки АО "ЕВРАЗ-НТМК" составляет 290 А при температуре 25 град. C. В соответствии с письмом ОАО "ВГОК" от 17.03.2021 N 12-14-137 отсутствует техническая возможность транзита мощности через сети ОАО "ВГОК" между ПС 110 кВ Обжиговая и ПС 35/6 кВ Аглофабрика ГБР.


В связи с этим для организации второго независимого источника на ПС 110 кВ Обжиговая в технических условиях на технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО "ЕВРАЗ-НТМК" к электрическим сетям ООО "ЕвразЭнергоТранс" максимальной мощностью 790 кВт предусмотрено мероприятие по установке второго трансформатора 110/6 кВ.


В соответствии с договором от 13.10.2020 N НТФ ЕЭТ 21Н-2-26 об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям существующая и вновь присоединяемая максимальная мощность энергопринимающих устройств АО "ЕВРАЗ-НТМК" составляет 2500 кВт (эффект совмещения максимумов нагрузки не учитывается, поскольку другие потребители на ПС 110 кВ Обжиговая отсутствуют).


На основании активной нагрузки АО "ЕВРАЗ-НТМК", планирующего технологическое присоединение к ПС 110 кВ Обжиговая в соответствии с техническими условиями на технологическое присоединение (с учетом отсутствия схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции), расчетная величина загрузки вновь устанавливаемого трансформатора Т-2 при отключении Т-1 составит 2,78 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 4 МВА.


Таким образом, для обеспечения технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "ЕВРАЗ-НТМК" к ПС 110 кВ Обжиговая исходя из допустимой токовой нагрузки Т-2 в схеме, сложившейся после отключения Т-1, требуется установка на ПС 110 кВ Обжиговая второго трансформатора мощностью 4 МВА.



Параграф 13. ВЫПОЛНЕНИЕ МЕРОПРИЯТИЙ, НЕОБХОДИМЫХ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ДОПУСТИМЫХ ПАРАМЕТРОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО РЕЖИМА ДЛЯ ЭНЕРГОРАЙОНОВ, ОТНЕСЕННЫХ К "УЗКИМ" МЕСТАМ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Выполнение мероприятий, необходимых для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима для энергорайонов, отнесенных к "узким" местам энергосистемы Свердловской области, исключит необходимость ввода ГВО в различных схемно-режимных ситуациях. Подробное описание мероприятий, необходимых для исключения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений, приведено в главе 19 настоящих схемы и программы.



Параграф 14. РЕКОНСТРУКЦИЯ ОБЪЕКТОВ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО ХОЗЯЙСТВА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Перечень технических условий на технологическое присоединение, учтенных при выполнении расчетов по определению загрузки трансформаторного оборудования, сформирован на основании перечней технических условий на технологическое присоединение, направленных Письмами АО "ЕЭСК" от 24.03.2021 N ЕЭСК/001/123/1533, филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080 и Свердловской дирекции по энергообеспечению - структурного подразделения Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД" от 11.03.2021 N исх-1651/СвердНТЭ, и приведен в приложении N 8 к настоящим схеме и программе.


Обоснования по реконструкции объектов электросетевого хозяйства, приведенные в настоящей главе, выполнены с учетом Писем АО "ЕЭСК" от 24.03.2021 N ЕЭСК/001/123/1533, филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080 и Свердловской дирекции по энергообеспечению - структурного подразделения Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД" от 11.03.2021 N исх-1651/СвердНТЭ, содержащих значения ИТС, год ввода в эксплуатацию, перегрузочную способность трансформаторов, возможность перевода нагрузки на другие центры питания и другие необходимые материалы.



Параграф 15. РЕКОНСТРУКЦИЯ ПС 110 КВ ТУГУЛЫМ


По состоянию на 1 февраля 2021 года на ПС 110 кВ Тугулым установлены:


1) Т-1 мощностью 6,3 МВА (ТМН-6300/110/10, введен в эксплуатацию в 1972 году, текущий ИТС равен 80,25);


2) Т-2 мощностью 10 МВА (ТДН-10000/110/10, введен в эксплуатацию в 1973 году, текущий ИТС равен 80,25).


Значения ИТС приведены в соответствии с Письмом филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080.


Перегрузочная способность Т-1 и Т-2, срок эксплуатации которых превысил 30 лет, определяется собственником оборудования (Письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080) в соответствии с требованиями к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию, утвержденными Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 08.02.2019 N 81 "Об утверждении требований к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию и о внесении изменений в Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные Приказом Минэнерго России от 19 июня 2003 г. N 229" (далее - Приказ от 08.02.2019 N 81). Коэффициенты допустимой длительной перегрузки трансформаторов без ограничения длительности приведены в таблице 27.


По результатам анализа контрольных замеров 2016 - 2020 годов наиболее тяжелые режимно-балансовые ситуации, при которых могла возникнуть перегрузка трансформаторного оборудования, имели место в зимний период 2016 года, однако характерная данному центру питания загрузка трансформаторного оборудования на основании того же анализа имела место в 2017 году, она и принята для дальнейших расчетов. В качестве расчетной температуры принята температура, равная 0 град. C, соответствующая наименее холодному значению для ОЭС Урала в зимний период.


Максимальная загрузка ПС 110 кВ Тугулым по данным зимнего контрольного замера 2017 года составила 8,88 МВт.


При отключении Т-2 загрузка обмотки 110 кВ оставшегося в работе Т-1 мощностью 6,3 МВА могла составить 49,53 А (1,36 о. е. от Iддтн = 1,15 x Iном = 36 А при 0 град. C) и превысила бы длительно допустимую.


Перевод электроснабжения потребителей (части потребителей) по распределительной сети низкого напряжения на другие центры питания невозможен ввиду отсутствия соответствующих электрических связей (Письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080).


На основании анализа максимальной фактической загрузки трансформаторов ПС 110 кВ Тугулым (с учетом отсутствия схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции) расчетная величина загрузки трансформатора Т-1 при отключении Т-2 составит 9,87 МВА. Необходима замена Т-1 на трансформатор мощностью не менее 9,87 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 10 МВА.


Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 110 кВ Тугулым с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 0,03 МВт.


С учетом данных о максимальной мощности энергоустановок потребителей по действующим ТУ на ТП загрузка ПС 110 кВ Тугулым может составить 8,91 МВт.


Перевод электроснабжения потребителей (части потребителей) по распределительной сети низкого напряжения на другие центры питания невозможен ввиду отсутствия соответствующих электрических связей (Письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080).


На основании анализа максимальной загрузки трансформаторов ПС 110 кВ Тугулым (с учетом отсутствия схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции) с учетом суммарной активной нагрузки новых потребителей, планирующих технологическое присоединение к ПС 110 кВ Тугулым в соответствии с ТУ на ТП (с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки), расчетная величина загрузки трансформатора Т-1 при отключении Т-2 составит 9,90 МВА.


Необходима замена Т-1 на трансформатор мощностью не менее 9,90 МВА. Ближайшим большим стандартным по мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 10 МВА.


Таким образом, как для обеспечения допустимой нагрузки трансформатора с учетом фактической максимальной нагрузки, так и для обеспечения технологического присоединения потребителей к ПС 110 кВ Тугулым, имеющих на момент разработки настоящих схемы и программы действующие ТУ на ТП, на ПС 110 кВ Тугулым требуется замена существующего трансформатора Т-1 мощностью 6,3 МВА на трансформатор мощностью 10 МВА.



Параграф 16. РЕКОНСТРУКЦИЯ ПС 110 КВ ШПАГАТНАЯ


По состоянию на 1 февраля 2021 года на ПС 110 кВ Шпагатная установлены:


1) Т-1 мощностью 16 МВА (ТДТН-16000/110/35/10, введен в эксплуатацию в 1981 году, текущий ИТС равен 74,06);


2) Т-2 мощностью 16 МВА (ТДТН-16000/110/35/10, введен в эксплуатацию в 1984 году, текущий ИТС равен 71).


Значения ИТС приведены в соответствии с Письмом филиала ОАО "МРСК Урала - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080.


Перегрузочная способность Т-1 и Т-2, срок эксплуатации которых превысил 30 лет, определяется собственником оборудования (Письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080) в соответствии с требованиями к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию, утвержденными Приказом от 08.02.2019 N 81. Коэффициенты допустимой длительной перегрузки трансформаторов без ограничения длительности приведены в таблице 27.


По результатам анализа контрольных замеров 2016 - 2020 годов наиболее тяжелые режимно-балансовые ситуации, при которых могла возникнуть недопустимая перегрузка трансформаторного оборудования, имели место в зимний период 2020 года. В качестве расчетной температуры принята температура, равная 0 град. C, соответствующая наименее холодному значению для ОЭС Урала в зимний период.


Максимальная загрузка ПС 110 кВ Шпагатная по данным зимнего контрольного замера 2020 года составила 27,21 МВт.


При отключении Т-2 (Т-1) загрузка обмотки 110 кВ оставшегося в работе Т-1 (Т-2) мощностью 16 МВА могла составить 148,07 А (1,60 о. е. от Iддтн = 1,15 x Iном = 92 А при 0 град. C) и превысила бы длительно допустимую.


Существует возможность реализации схемно-режимного мероприятия по переводу нагрузки величиной 4,57 МВт по сети 35 кВ в нормальной схеме, при этом перевод электроснабжения потребителей (части потребителей) по сети 10 кВ на другие центры питания невозможен (Письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080).


С учетом выполнения схемно-режимного мероприятия при отключении Т-2 (Т-1) загрузка обмотки 110 кВ оставшегося в работе Т-1 (Т-2) мощностью 16 МВА могла составить 124,85 А (1,35 о. е. от Iддтн = 1,15 x Iном = 92 А при 0 град. C) и превысила бы длительно допустимую.


На основании анализа максимальной фактической загрузки трансформаторов ПС 110 кВ Шпагатная (с учетом схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции) расчетная величина загрузки трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении Т-2 (Т-1) составит 24,87 МВА. Необходима замена Т-1 и Т-2 на трансформатор мощностью не менее 24,87 МВА каждый. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 25 МВА.


Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 110 кВ Шпагатная, а также на Т-2 ПС 35 кВ Нива и Т-2 ПС 35 кВ Полевая, электроснабжение которых осуществляется от ПС 110 кВ Шпагатная, с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 6,76 МВт.


С учетом данных о максимальной мощности энергоустановок потребителей по действующим ТУ на ТП и схемно-режимных мероприятий загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Шпагатная может составить 29,40 МВт.


Существует возможность реализации схемно-режимного мероприятия по переводу нагрузки величиной 4,57 МВт по сети 35 кВ в нормальной схеме, при этом перевод электроснабжения потребителей (части потребителей) по сети 10 кВ на другие центры питания невозможен (Письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080).


На основании анализа максимальной загрузки трансформаторов ПС 110 кВ Шпагатная (с учетом схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции) с учетом суммарной активной нагрузки новых потребителей, планирующих технологическое присоединение к ПС 110 кВ Шпагатная, ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая в соответствии с ТУ на ТП (с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки), расчетная величина загрузки трансформатора Т-1 при отключении Т-2 составит 32,37 МВА.


Необходима замена Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью не менее 32,37 МВА каждый. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 40 МВА.


Таким образом, для обеспечения допустимой нагрузки трансформатора с учетом фактической максимальной нагрузки на ПС 110 кВ Шпагатная требуется замена существующих трансформаторов Т-1 и Т-2 мощностью 16 МВА на трансформаторы мощностью 25 МВА каждый. Для обеспечения технологического присоединения потребителей к ПС 110 кВ Шпагатная, ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая, имеющих на момент разработки настоящих схемы и программы действующие ТУ на ТП, на ПС 110 кВ Шпагатная требуется замена существующих трансформаторов Т-1 и Т-2 мощностью 16 МВА на трансформаторы мощностью 40 МВА каждый.



Параграф 17. РЕКОНСТРУКЦИЯ ПС 110 КВ СВОБОДА


Электроснабжение потребителей города Сысерти и прилегающих территорий осуществляется от двух однотрансформаторных подстанций ПС 110 кВ Свобода и ПС 110 кВ Сысерть.


По состоянию на 1 февраля 2021 года:


1) на ПС 110 кВ Свобода установлен Т-1 мощностью 10 МВА (ТДТН-10000/110/35/10, введен в эксплуатацию в 1966 году, текущий ИТС равен 62,3);


2) на ПС 110 кВ Сысерть установлен Т-1 мощностью 10 МВА (ТДН-10000/110/10, введен в эксплуатацию в 1986 году, текущий ИТС равен 64,75).


Значения ИТС приведены в соответствии с Письмом филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080.


Перегрузочная способность Т-1 ПС 110 кВ Свобода и Т-1 ПС 110 кВ Сысерть, срок эксплуатации которых превысил 30 лет, определяется собственником оборудования (Письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080) в соответствии с требованиями к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию, утвержденными Приказом от 08.02.2019 N 81. Коэффициенты допустимой длительной перегрузки трансформаторов без ограничения длительности приведены в таблице 27.


По результатам анализа контрольных замеров 2016 - 2020 годов наиболее тяжелые режимно-балансовые ситуации, при которых могла возникнуть недопустимая перегрузка трансформаторного оборудования, имели место в зимний период 2016 года. В качестве расчетной температуры принята температура, равная 0 град. C, соответствующая наименее холодному значению для ОЭС Урала в зимний период.


Максимальная загрузка ПС 110 кВ Свобода по данным зимнего контрольного замера 2016 года составила 8,19 МВт, ПС 110 кВ Сысерть - 9,81 МВт.


Загрузка Т-1 на ПС 110 кВ Свобода в 2016 году в нормальной схеме составила 45,69 А (0,76 о. е. от Iддтн = 1,15 x Iном = 60 А при 0 град. C). Загрузка Т-1 на ПС 110 кВ Сысерть в 2016 году в нормальной схеме составила 54,72 А (0,95 о. е. от Iддтн = 1,15 x Iном = 58 А при 0 град. C). В случае отключения трансформатора Т-1 на ПС 110 кВ Сысерть произойдет погашение нагрузки на указанной ПС. Отключенную нагрузку на ПС 110 кВ Сысерть возможно (Письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080) оперативно перевести на питание по сети 10 кВ от ПС 110 кВ Свобода (параметры режима работы указанной электрической сети 10 кВ при этом находятся в области допустимых значений), но недопустимо по условию загрузки Т-1 на ПС 110 кВ Свобода (в рассматриваемый зимний период перевод в полном объеме погашенной нагрузки на ПС 110 кВ Свобода может привести к недопустимой по величине и длительности перегрузке Т-1 на ПС 110 кВ Свобода на 1,74 о. е. от Iддтн = 1,15 x Iном = 60 А.) Отключение Т-1 ПС 110 кВ Свобода приведет к аналогичной схемно-режимной ситуации в отношении Т-1 ПС 110 кВ Сысерть.


Перевод отключенной нагрузки (части нагрузки) потребителей ПС 110 кВ Свобода и ПС 110 кВ Сысерть по распределительной сети напряжения 10 кВ на другие центры питания невозможен ввиду отсутствия соответствующих электрических связей (Письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080).


На основании анализа максимальной фактической загрузки трансформаторов ПС 110 кВ Свобода и ПС 110 кВ Сысерть (с учетом отсутствия схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции) расчетная величина загрузки Т-1 на ПС 110 кВ Сысерть (Т-1 на ПС 110 кВ Свобода) при отключении Т-1 на ПС 110 кВ Свобода (Т-1 на ПС 110 кВ Сысерть) составит 20,00 МВА. Для обеспечения допустимой нагрузки Т-1 на ПС 110 кВ Сысерть (Т-1 на ПС 110 кВ Свобода) мощностью 10 МВА в схеме, сложившейся после отключения Т-1 на ПС 110 кВ Свобода (Т-1 на ПС 110 кВ Сысерть), требуются мероприятия по строительству и реконструкции объектов электрической сети.


Для обеспечения допустимой нагрузки Т-1 на ПС 110 кВ Свобода мощностью 10 МВА в схеме, сложившейся после отключения Т-1 на ПС 110 кВ Сысерть, необходима установка второго трансформатора на ПС 110 кВ Свобода мощностью не менее 10,00 МВА. С учетом возможного отключения Т-1 на ПС 110 кВ Свобода мощность второго устанавливаемого трансформатора должна быть не менее 9,10 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 10 МВА.


Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузок может составить на ПС 110 кВ Свобода 1,57 МВт, на ПС 110 кВ Сысерть - 0,42 МВт.


С учетом данных о максимальной мощности энергоустановок потребителей по действующим ТУ на ТП загрузка трансформатора Т-1 на ПС 110 кВ Свобода составит 9,76 МВт, загрузка трансформатора Т-1 на ПС 110 кВ Сысерть - 10,23 МВт.


Для существующих трансформаторов с учетом указанного выше прироста нагрузки по действующим ТУ на ТП в случае отключения трансформатора Т-1 на ПС 110 кВ Сысерть произойдет погашение нагрузки ПС 110 кВ Сысерть. Отключенную нагрузку ПС 110 кВ Сысерть возможно (письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080) оперативно перевести на питание по сети 10 кВ от ПС 110 кВ Свобода (параметры режима работы указанной электрической сети 10 кВ при этом находятся в области допустимых значений), но недопустимо по условию загрузки Т-1 на ПС 110 кВ Свобода (в рассматриваемый зимний период перевод погашенной нагрузки на ПС 110 кВ Свобода в полном объеме может привести к недопустимой перегрузке Т-1 на ПС 110 кВ Свобода). Отключение Т-1 ПС 110 кВ Свобода приведет к аналогичной схемно-режимной ситуации в отношении Т-1 ПС 110 кВ Сысерть.


Перевод отключенной нагрузки (части нагрузки) потребителей ПС 110 кВ Свобода и ПС 110 кВ Сысерть по распределительной сети 10 кВ на другие центры питания невозможен ввиду отсутствия соответствующих электрических связей (Письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080).


На основании анализа максимальной загрузки трансформатора Т-1 на ПС 110 кВ Свобода и Т-1 на ПС 110 кВ Сысерть (с учетом отсутствия схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанций) с учетом суммарной активной нагрузки новых потребителей, планирующих технологическое присоединение к ПС 110 кВ Свобода и ПС 110 кВ Сысерть в соответствии с ТУ на ТП (с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки), расчетная величина загрузки трансформатора Т-1 ПС 110 кВ Сысерть (Т-1 ПС 110 кВ Свобода) при отключении Т-1 ПС 110 кВ Свобода (Т-1 ПС 110 кВ Сысерть) составит 22,22 МВА. Для обеспечения технологического присоединения потребителей к ПС 110 кВ Свобода и ПС 110 кВ Сысерть исходя из допустимой нагрузки Т-1 ПС 110 кВ Свобода (Т-1 ПС 110 кВ Сысерть) в схеме, сложившейся после отключения Т-1 ПС 110 кВ Сысерть (Т-1 ПС 110 кВ Свобода), требуются мероприятия по строительству и реконструкции объектов электрической сети.


С учетом возможного отключения Т-1 на ПС 110 кВ Сысерть мощность второго устанавливаемого трансформатора на ПС 110 кВ Свобода должна быть не менее 11,11 МВА. С учетом возможного отключения Т-1 на ПС 110 кВ Свобода мощность второго устанавливаемого трансформатора на ПС 110 кВ Свобода должна быть не менее 10,84 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 16 МВА.


В соответствии с информацией филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" (Письма от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080 и от 23.04.2021 N СЭ/01/21/3542) значение текущего ИТС Т-1 ПС 110 кВ Свобода мощностью 10 МВА ниже 70, в связи с чем в рамках реконструкции подстанции с установкой Т-2 мощностью 16 МВА филиалом ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" также планируется выполнить замену Т-1 ПС 110 кВ Свобода. Мощность заменяемого трансформатора Т-1 ПС 110 кВ Свобода выбирается исходя из тех же расчетных условий, что и мощность устанавливаемого Т-2 ПС 110 кВ Свобода, и составит 16 МВА. До замены Т-1 ПС 110 кВ Свобода работоспособность оборудования будет обеспечена компенсирующими мероприятиями при проведении технического обслуживания и ремонтов: проведение учащенного технического обслуживания, анализа масла, осмотров, испытания оборудования, тепловизионного контроля, противопожарного опахивания, текущего и капитального ремонтов силового оборудования, ремонтов зданий и сооружений.


Таким образом, для обеспечения допустимой нагрузки трансформаторов с учетом фактической максимальной нагрузки требуется установка Т-2 на ПС 110 кВ Свобода мощностью 10 МВА. На основании ИТС ниже 70 собственником также планируется выполнить замену Т-1 ПС 110 кВ Свобода мощностью 10 МВА. Для обеспечения технологического присоединения потребителей к ПС 110 кВ Свобода и ПС 110 кВ Сысерть, имеющих на момент разработки настоящих схемы и программы действующие ТУ на ТП, на ПС 110 кВ Свобода требуется установка Т-2 мощностью 16 МВА. На основании ИТС ниже 70 собственником планируется выполнить замену Т-1 ПС 110 кВ Свобода мощностью 10 МВА, при этом с учетом технологического присоединения потребителей к ПС 110 кВ Свобода и ПС 110 кВ Сысерть, имеющих на момент разработки настоящих схемы и программы развития действующие ТУ на ТП, мощность Т-1 составит 16 МВА.


До выполнения реконструкции ПС 110 кВ Свобода работоспособность оборудования будет обеспечена компенсирующими мероприятиями при проведении технического обслуживания и ремонтов: проведение учащенного технического обслуживания, анализа масла, осмотров, испытания оборудования, тепловизионного контроля, противопожарного опахивания, текущего и капитального ремонтов силового оборудования, ремонтов зданий и сооружений.



Параграф 18. РЕКОНСТРУКЦИЯ ПС 110 КВ ПОЛЕВСКАЯ


По состоянию на 1 февраля 2021 года на ПС 110 кВ Полевская установлены:


1) Т-1 мощностью 16 МВА (ТДТ-16000-110/35/6 У, введен в эксплуатацию в 1972 году, текущий ИТС равен 69,5);


2) Т-2 мощностью 15 МВА (ТДТГ-15000/110/35/6, введен в эксплуатацию в 1951 году, текущий ИТС равен 62,25) - в резерве;


3) Т-3 мощностью 15 МВА (ТД-15000-110/6 У1, введен в эксплуатацию в 1959 году, текущий ИТС равен 69,5).


На основании значения текущего ИТС ниже 70 трансформаторы Т-1, Т-2 и Т-3 требуют замены. Значения ИТС приведены в соответствии с Письмом филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080.


Максимальная загрузка ПС 110 кВ Полевская по данным зимнего контрольного замера в период 2016 - 2020 годов составила 23,22 МВт. По данным телеметрической информации за период 2016 - 2020 годов максимальная загрузка ПС 110 кВ Полевская составила 30 МВт в 2020 году. В качестве расчетной температуры принята температура, равная 0 град. C, соответствующая наименее холодному значению для ОЭС Урала в зимний период.


Перевод нагрузки (части нагрузки) потребителей по распределительной сети низкого напряжения на другие центры питания невозможен (письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080).


Трансформатор Т-2 в соответствии с нормальной схемой электрических соединений ПС 110 кВ Полевская находится в резерве. В случае отключения Т-1 (Т-3) произойдет погашение нагрузки соответствующего трансформатора. Действием оперативного персонала отключенная нагрузка будет переведена на питание от Т-3 (Т-1) и Т-2. На основании анализа максимальной фактической загрузки трансформаторов ПС 110 кВ Полевская (с учетом отсутствия схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции) расчетная величина загрузки одного трансформатора, рассчитанная по условию отключения Т-3 (Т-1) и с учетом включения в работу Т-2 (для условия равномерного распределения мощности между двумя трансформаторами) составит 16,67 МВА. Таким образом, с целью замены трех существующих трансформаторов ПС 110 кВ Полевская, обусловленной значениями их ИТС ниже 70, необходима установка трех трансформаторов мощностью не менее 16,67 МВА. Ближайшими большими стандартными по номинальной мощности к указанному значению являются трансформаторы мощностью 25 МВА.


Согласно данным о технико-коммерческом предложении производителя, приведенным в Письме филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080, стоимость трансформаторов 3 x 25 МВА составит 104,7 млн. рублей (без НДС), при этом стоимость двух трансформаторов 110/6 кВ мощностью 40 МВА с расщепленной обмоткой низшего напряжения составит 85,8 млн. рублей (без НДС). С учетом меньшей стоимости двух трансформаторов 110/6 кВ мощностью 40 МВА с целью приведения схемы ПС 110 кВ Полевская к типовой схеме N 110-13 "Две рабочие системы шин" предлагается выполнить замену трех трансформаторов на два - Т-1 и Т-2 мощностью 40 МВА каждый.


На основании анализа максимальной фактической загрузки трансформаторов ПС 110 кВ Полевская (с учетом отсутствия схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции) при установке на ПС 110 кВ Полевская двух трансформаторов расчетная величина загрузки нового трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении Т-2 (Т-1) составит 33,33 МВА.


Необходимо, чтобы мощность Т-1 и Т-2 была не менее 33,33 МВА каждый. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 40 МВА Установка Т-1 и Т-2 выполняется с целью замены существующих трансформаторов ПС 110 кВ Полевская, необходимость реконструкции которых подтверждается на основании ИТС ниже 70.


Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 110 кВ Полевская с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 0,18 МВт.


С учетом данных о максимальной мощности энергоустановок потребителей по действующим ТУ на ТП загрузка ПС 110 кВ Полевская может составить 30,18 МВт.


Перевод нагрузки (части нагрузки) потребителей по распределительной сети низкого напряжения на другие центры питания невозможен (Письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080).


На основании анализа максимальной загрузки трансформаторов ПС 110 кВ Полевская (с учетом отсутствия схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции) с учетом суммарной активной нагрузки новых потребителей, планирующих технологическое присоединение к ПС 110 кВ Полевская, в соответствии с ТУ на ТП (с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки) расчетная величина загрузки нового трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении Т-2 (Т-1) составит 33,53 МВА.


Необходимо, чтобы мощность Т-1 и Т-2 составила не менее 33,53 МВА каждый. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 40 МВА.


Таким образом, требуется замена существующих трансформаторов Т-1, Т-2 и Т-3 ПС 110 кВ Полевская, необходимость реконструкции которых подтверждается на основании ИТС ниже 70, на два трансформатора мощностью 40 МВА каждый исходя из обеспечения допустимой нагрузки трансформатора с учетом максимальной фактической загрузки. С учетом технологического присоединения потребителей к ПС 110 кВ Полевская, имеющих на момент разработки настоящих схемы и программы действующие ТУ на ТП на ПС 110 кВ Полевская, также требуется замена трансформаторов на два трансформатора мощностью 40 МВА каждый.


До выполнения реконструкции ПС 110 кВ Полевская работоспособность оборудования будет обеспечена компенсирующими мероприятиями при проведении технического обслуживания и ремонтов: проведение учащенного технического обслуживания, анализа масла, осмотров, испытания оборудования, тепловизионного контроля, противопожарного опахивания, текущего и капитального ремонтов силового оборудования, ремонтов зданий и сооружений.



Параграф 19. РЕКОНСТРУКЦИЯ ПС 110 КВ СВЕРДЛОВСКАЯ


По состоянию на 1 февраля 2021 года на ПС 110 кВ Свердловская установлены:


1) Т-1 мощностью 31,5 МВА (ТДТН-31500/110/35/10, введен в эксплуатацию в 1993 году, текущий ИТС равен 69,25);


2) Т-2 мощностью 40 МВА (ТДТН-40000/110/35/10, введен в эксплуатацию в 2018 году, текущий ИТС равен 98,99).


На основании значения текущего ИТС ниже 70 трансформатор Т-1 требует замены. Значения ИТС приведены в соответствии с Письмом филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080.


По результатам анализа контрольных замеров 2016 - 2020 годов максимальная нагрузка ПС 110 кВ Свердловская имела место в зимний период 2016 года.


Максимальная загрузка ПС 110 кВ Свердловская по данным зимнего контрольного замера 2016 года составила 25,01 МВт. По данным телеметрической информации максимальная загрузка ПС 110 кВ Свердловская в 2019 году составила 28,09 МВт. В качестве расчетной температуры принята температура, равная 0 град. C.


Согласно Письму филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080 перевод нагрузки с ПС 110 кВ Свердловская по распределительной сети 35 кВ на другие центры питания (ПС 110 кВ Куйбышевская) недопустим, так как уровни напряжения в точках присоединения указанных потребителей к электрической сети с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий не соответствуют допустимым параметрам, определенным в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013 "Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения" (далее - ГОСТ 32144-2013).


На основании анализа максимальной фактической загрузки трансформаторов ПС 110 кВ Свердловская (с учетом отсутствия схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции) расчетная величина загрузки трансформатора Т-1 при отключении Т-2 составит 31,21 МВА.


С учетом возможного отключения Т-2 мощность оставшегося в работе трансформатора Т-1 должна быть не менее 31,21 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 40 МВА. Установка Т-1 выполняется с целью замены существующего трансформатора Т-1 ПС 110 кВ Свердловская, необходимость реконструкции которого подтверждается на основании ИТС ниже 70.


Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 110 кВ Свердловская с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 0,58 МВт.


С учетом данных о максимальной мощности энергоустановок потребителей по действующим ТУ на ТП загрузка ПС 110 кВ Свердловская может составить 28,67 МВт.


На основании анализа максимальной загрузки трансформаторов ПС 110 кВ Свердловская (с учетом отсутствия схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции) с учетом суммарной активной нагрузки новых потребителей, планирующих технологическое присоединение к ПС 110 кВ Свердловская в соответствии с ТУ на ТП (с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки), расчетная величина загрузки трансформатора Т-1 при отключении Т-2 составит 31,86 МВА.


Необходимо, чтобы мощность заменяемого трансформатора Т-1 составила не менее 31,86 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 40 МВА.


Таким образом, требуется замена существующего трансформатора Т-1 ПС 110 кВ Свердловская, необходимость реконструкции которого подтверждается на основании ИТС ниже 70, на трансформатор мощностью 40 МВА. С учетом технологического присоединения потребителей к ПС 110 кВ Свердловская, имеющих на момент разработки настоящих схемы и программы действующие ТУ на ТП, на ПС 110 кВ Свердловская также требуется замена трансформатора Т-1 на трансформатор мощностью 40 МВА.


До выполнения реконструкции ПС 110 кВ Свердловская работоспособность оборудования будет обеспечена компенсирующими мероприятиями при проведении технического обслуживания и ремонтов: проведение учащенного технического обслуживания, анализа масла, осмотров, испытания оборудования, тепловизионного контроля, противопожарного опахивания, текущего и капитального ремонтов силового оборудования, ремонтов зданий и сооружений.



Параграф 20. РЕКОНСТРУКЦИЯ ПС 110 КВ АЛМАЗНАЯ


По состоянию на 1 февраля 2021 года на ПС 110 кВ Алмазная установлены:


1) Т-1 мощностью 6,3 МВА (ТМН-6,3/110/10, введен в эксплуатацию в 1988 году, текущий ИТС равен 92);


2) Т-2 мощностью 6,3 МВА (ТМН-6,3/110/10, введен в эксплуатацию в 1990 году, текущий ИТС равен 94).


Значения ИТС приведены в соответствии с Письмом АО "ЕЭСК" от 24.03.2021 N ЕЭСК/001/123/1533.


Перегрузочная способность Т-1 и Т-2, срок эксплуатации которых превысил 30 лет, определяется собственником оборудования (Письмо АО "ЕЭСК" от 24.03.2021 N ЕЭСК/001/123/1533) в соответствии с требованиями к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию, утвержденными Приказом от 08.02.2019 N 81. Коэффициенты допустимой длительной перегрузки трансформаторов без ограничения длительности приведены в таблице 27.


По результатам анализа контрольных замеров 2016 - 2020 годов наиболее тяжелые режимно-балансовые ситуации, при которых могла возникнуть перегрузка трансформаторного оборудования, имели место в зимний период 2016 года. В качестве расчетной температуры для определения мощности заменяемого оборудования принята температура, равная 0 град. C, соответствующая наименее холодному значению для ОЭС Урала в зимний период.


Максимальная загрузка ПС 110 кВ Алмазная по данным зимнего контрольного замера 2016 года составила 10,1 МВт.


При отключении Т-2 (Т-1) загрузка обмотки 110 кВ оставшегося в работе Т-1 (Т-2) мощностью 6,3 МВА могла составить 56,34 А (1,55 о. е. от Iддтн = 1,15 x Iном = 36 А при 0 град. C) и превысила бы длительно допустимую.


Согласно Письму АО "ЕЭСК" от 24.03.2021 N ЕЭСК/001/123/1533 на ПС 110 кВ Алмазная имеется возможность перевода нагрузки по распределительной сети низкого напряжения на другие центры питания (ПС 110 кВ Братская, ПС 110 кВ Нижне-Исетская, ПС 110 кВ Рулонная) в объеме 0,4 МВт.


С учетом возможности выполнения схемно-режимных мероприятий по переводу нагрузки при отключении Т-2 (Т-1) загрузка обмотки 110 кВ оставшегося в работе Т-1 (Т-2) мощностью 6,3 МВА могла составить 54,11 А (1,49 о. е. от Iддтн = 1,15 x Iном = 36 А при 0 град. C) и превысила бы длительно допустимую.


На основании анализа максимальной фактической загрузки трансформаторов ПС 110 кВ Алмазная с учетом возможности выполнения схемно-режимных мероприятий по переводу нагрузки расчетная величина загрузки трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении Т-2 (Т-1) составит 10,78 МВА.


Необходима замена Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью не менее 10,78 МВА каждый. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 16 МВА.


Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 110 кВ Алмазная с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 2,95 МВт.


С учетом данных о максимальной мощности энергоустановок потребителей по действующим ТУ на ТП загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Алмазная может составить 13,05 МВт.


С учетом данных по действующим ТУ на ТП и Письма АО "ЕЭСК" от 24.03.2021 N ЕЭСК/001/123/1533 на ПС 110 кВ Алмазная имеется возможность перевода нагрузки по распределительной сети низкого напряжения на другие центры питания (ПС 110 кВ Братская, ПС 110 кВ Нижне-Исетская, ПС 110 кВ Рулонная) в объеме 0,4 МВт.


На основании анализа максимальной загрузки трансформаторов ПС 110 кВ Алмазная с учетом возможности выполнения схемно-режимных мероприятий по переводу нагрузки в послеаварийном режиме с учетом суммарной активной нагрузки новых потребителей, планирующих технологическое присоединение к ПС 110 кВ Алмазная в соответствии с ТУ на ТП (с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки), расчетная величина загрузки трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении Т-2 (Т-1) составит 14,06 МВА.


Необходима замена Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью не менее 14,06 МВА каждый. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 16 МВА.


Таким образом, для обеспечения допустимой нагрузки трансформаторов с учетом фактической максимальной нагрузки на ПС 110 кВ Алмазная, а также для обеспечения технологического присоединения потребителей к ПС 110 кВ Алмазная, имеющих на момент разработки настоящих схемы и программы действующие ТУ на ТП, на ПС 110 кВ Алмазная требуется замена трансформаторов Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью 16 МВА каждый.



Параграф 21. РЕКОНСТРУКЦИЯ ПС 110 КВ ГОРНЫЙ ЩИТ


По состоянию на 1 августа 2020 года на ПС 110 кВ Горный Щит установлены:


1) Т-1 мощностью 16 МВА (ТДН-16000/110/10, введен в эксплуатацию в 2005 году, текущий ИТС равен 92);


2) Т-2 мощностью 16 МВА (ТДН-16000/110/10, введен в эксплуатацию в 2005 году, текущий ИТС равен 96).


Значения ИТС приведены в соответствии с Письмом АО "ЕЭСК" от 24.03.2021 N ЕЭСК/001/123/1533.


Перегрузочная способность Т-1 и Т-2, срок эксплуатации которых не превышает 30 лет, определяется собственником оборудования (Письмо АО "ЕЭСК" от 24.03.2021 N ЕЭСК/001/123/1533) в соответствии с требованиями к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию, утвержденными Приказом от 08.02.2019 N 81. Коэффициенты допустимой длительной перегрузки трансформаторов без ограничения длительности приведены в таблице 27.


По результатам анализа контрольных замеров 2016 - 2020 годов наиболее тяжелые режимно-балансовые ситуации, при которых могла возникнуть перегрузка трансформаторного оборудования, имели место в зимний период 2020 года. В качестве расчетной температуры для определения мощности заменяемого оборудования принята температура, равная 0 град. C, соответствующая наименее холодному значению для ОЭС Урала в зимний период.


Максимальная загрузка ПС 110 кВ Горный Щит по данным зимнего контрольного замера 2020 года составила 27,57 МВт.


При отключении Т-2 (Т-1) загрузка обмотки 110 кВ оставшегося в работе Т-1 (Т-2) мощностью 16 МВА могла составить 153,79 А (1,53 о. е. от Iддтн = 1,25 x Iном = 100 А при 0 град. C) и превысила бы длительно допустимую.


Перевод нагрузки (части нагрузки) потребителей по распределительной сети низкого напряжения на другие центры питания невозможен ввиду отсутствия соответствующих электрических связей (Письмо АО "ЕЭСК" от 24.03.2021 N ЕЭСК/001/123/1533).


На основании анализа максимальной фактической загрузки трансформаторов ПС 110 кВ Горный Щит (с учетом отсутствия схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции) расчетная величина загрузки трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении Т-2 (Т-1) составит 30,63 МВА.


Необходима замена Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью не менее 30,63 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 40 МВА.


Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 110 кВ Горный Щит с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 6,33 МВт.


С учетом данных о максимальной мощности энергоустановок по действующим ТУ на ТП загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Горный Щит может составить 33,90 МВт.


Перевод нагрузки (части нагрузки) потребителей по распределительной сети низкого напряжения на другие центры питания невозможен ввиду отсутствия соответствующих электрических связей (Письмо АО "ЕЭСК" от 24.03.2021 N ЕЭСК/001/123/1533).


На основании анализа максимальной загрузки трансформаторов ПС 110 кВ Горный Щит (с учетом отсутствия схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции) с учетом суммарной активной нагрузки новых потребителей, планирующих технологическое присоединение к ПС 110 кВ Горный Щит в соответствии с ТУ на ТП (с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки), расчетная величина загрузки трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении Т-2 (Т-1) составит 37,67 МВА.


Необходима замена Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью не менее 37,67 МВА каждый. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 40 МВА.


Таким образом, для обеспечения допустимой нагрузки трансформатора с учетом фактической максимальной нагрузки на ПС 110 кВ Горный Щит, а также для обеспечения технологического присоединения потребителей к ПС 110 кВ Горный Щит, имеющих на момент разработки настоящих схемы и программы действующие ТУ на ТП, на ПС 110 кВ Горный Щит требуется замена трансформаторов Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью 40 МВА каждый.


По состоянию на 1 февраля 2021 года на ПС 110 кВ Горный Щит установлены:


1) Т-1 мощностью 16 МВА (ТДН-16000/110/10, введен в эксплуатацию в 2005 году, текущий ИТС равен 92);


2) Т-3 мощностью 25 МВА (OTN 25000/110/10,5, временно введенный в эксплуатацию в сентябре 2020 года в составе ММПС с целью поэтапной замены трансформаторов Т-1 и Т-2 мощностью 16 МВА каждый на трансформаторы большей мощности). Ранее установленный на ПС 110 кВ Горный Щит Т-2 мощностью 16 МВА (ТДН-16000/110/10) выведен из эксплуатации в сентябре 2020 года для замены на новый мощностью 40 МВА.



Параграф 22. РЕКОНСТРУКЦИЯ ПС 110 КВ КЕРАМИК


По состоянию на 1 февраля 2021 года на ПС 110 кВ Керамик установлены:


1) Т-1 мощностью 10 МВА (ТДНГ-10/110/6, введен в эксплуатацию в 1962 году, текущий ИТС равен 86);


2) Т-2 мощностью 10 МВА (ТДНГ-10/110/6, введен в эксплуатацию в 1970 году, текущий ИТС равен 88).


Значения ИТС приведены в соответствии с Письмом АО "ЕЭСК" от 24.03.2021 N ЕЭСК/001/123/1533.


Перегрузочная способность Т-1 и Т-2, срок эксплуатации которых превысил 30 лет, определяется собственником оборудования (Письмо АО "ЕЭСК" от 24.03.2021 N ЕЭСК/001/123/1533) в соответствии с требованиями к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию, утвержденными Приказом от 08.02.2019 N 81. Коэффициенты допустимой длительной перегрузки трансформаторов без ограничения длительности приведены в таблице 27.


По результатам анализа контрольных замеров 2016 - 2020 годов наиболее тяжелые режимно-балансовые ситуации, при которых могла возникнуть перегрузка трансформаторного оборудования, имели место в 2016 году. В качестве расчетной температуры для определения мощности заменяемого оборудования принята температура, равная 0 град. C, соответствующая наименее холодному значению для ОЭС Урала в зимний период.


Максимальная загрузка ПС 110 кВ Керамик по данным зимнего контрольного замера 2016 года составила 13,93 МВт.


При отключении Т-1 (Т-2) загрузка обмотки 110 кВ оставшегося в работе Т-2 (Т-1) мощностью 10 МВА могла составить 77,71 А (1,35 о. е. от Iддтн = 1,15 x Iном = 58 А при 0 град. C) (77,71 А (1,29 о. е. от Iддтн = 1,15 x Iном = 60 А при 0 град. C)) и превысила бы длительно допустимую.


Согласно Письму АО "ЕЭСК" от 24.03.2021 N ЕЭСК/001/123/1533, на ПС 110 кВ Керамик имеется возможность перевода нагрузки по распределительной сети низкого напряжения на другие центры питания (ПС 110 кВ Сотая, ПС 110 кВ Загородная, ПС 110 кВ Новинская) в объеме 0,3 МВт.


С учетом возможности выполнения схемно-режимных мероприятий по переводу нагрузки при отключении Т-1 (Т-2) загрузка обмотки 110 кВ оставшегося в работе Т-2 (Т-1) мощностью 10 МВА могла составить 76,03 А (1,32 о. е. от Iддтн = 1,15 x Iном = 58 А при 0 град. C) (76,03 А (1,26 о. е. от Iддтн = 1,15 x Iном = 60 А при 0 град. C)) и превысила бы длительно допустимую.


На основании анализа максимальной фактической загрузки трансформаторов ПС 110 кВ Керамик с учетом возможности выполнения схемно-режимных мероприятий по переводу нагрузки, расчетная величина загрузки трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении Т-2 (Т-1) составит 15,14 МВА.


Необходима замена Т-1 и Т-2 мощностью 10 МВА на трансформатор мощностью не менее 15,14 МВА каждый. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 16 МВА.


Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 110 кВ Керамик с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 4,86 МВт.


С учетом данных о максимальной мощности энергоустановок потребителей по действующим ТУ на ТП загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Керамик может составить 18,79 МВт.


С учетом данных по действующим ТУ на ТП и Письма АО "ЕЭСК" от 24.03.2021 N ЕЭСК/001/123/1533 на ПС 110 кВ Керамик имеется возможность перевода нагрузки по распределительной сети низкого напряжения на другие центры питания (ПС 110 кВ Сотая, ПС 110 кВ Загородная, ПС 110 кВ Новинская) в объеме 0,3 МВт.


В этом случае с учетом Письма АО "ЕЭСК" от 24.03.2021 N ЕЭСК/001/123/1533, результатов проведенного анализа максимальной загрузки трансформаторов ПС 110 кВ Керамик с учетом возможности выполнения схемно-режимных мероприятий по переводу нагрузки в послеаварийном режиме расчетная величина загрузки трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении Т-2 (Т-1) составит 20,54 МВА.


Необходима замена Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью не менее 20,54 МВА каждый. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 25 МВА.


Таким образом, для обеспечения допустимой нагрузки трансформатора с учетом фактической максимальной нагрузки на ПС 110 кВ Керамик требуется замена трансформаторов Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью 16 МВА каждый, а для обеспечения технологического присоединения потребителей к ПС 110 кВ Керамик, имеющих на момент разработки настоящих схемы и программы действующие ТУ на ТП, на ПС 110 кВ Керамик, требуется замена трансформаторов Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью 25 МВА каждый.



Параграф 23. РЕКОНСТРУКЦИЯ ПС 110 КВ КАПРАЛОВО


По состоянию на 1 февраля 2021 года на ПС 110 кВ Капралово установлены:


1) Т-1 мощностью 15 МВА (ТДТНГ-15000/110/35/6,6, введен в эксплуатацию в 1959 году, текущий ИТС равен 50);


2) Т-2 мощностью 25 МВА (ТДТН-25000/110/35/6,6, введен в эксплуатацию в 1974 году, текущий ИТС равен 50).


Значения ИТС приведены в соответствии с Письмом Свердловской дирекции по энергообеспечению - структурного подразделения Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД" от 11.03.2021 N исх-1651/СвердНТЭ.


Перегрузочная способность Т-1 и Т-2, срок эксплуатации которых превысил 30 лет, определяется собственником оборудования (Письмо Свердловской дирекции по энергообеспечению - структурного подразделения Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД" от 11.03.2021 N исх-1651/СвердНТЭ) в соответствии с требованиями к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию, утвержденными Приказом от 08.02.2019 N 81. Коэффициенты допустимой длительной перегрузки трансформаторов без ограничения длительности приведены в таблице 27.


По результатам анализа контрольных замеров 2016 - 2020 годов наиболее тяжелые режимно-балансовые ситуации, при которых могла возникнуть перегрузка трансформаторного оборудования, имели место в зимний период 2018 года.


Максимальная загрузка ПС 110 кВ Капралово по данным зимнего контрольного замера 2018 года составила 25,40 МВт. По данным телеметрической информации максимальная загрузка ПС 110 кВ Капралово составила 35,5 МВт в 2019 году. В качестве расчетной температуры принята температура, равная 0 град. C, соответствующая наименее холодному значению для ОЭС Урала в зимний период.


При отключении Т-1 (Т-2) загрузка обмотки 110 кВ оставшегося в работе Т-2 (Т-1) мощностью 25 МВА (15 МВА) могла составить 198,03 А (1,37 о. е. от Iддтн = 1,15 x Iном = 144 А при 0 град. C) (198,03 А (2,00 о. е. от Iддтн = 1,15 x Iном = 99 А при 0 град. C)) и превысила бы длительно допустимую.


Перевод нагрузки (части нагрузки) потребителей по распределительной сети низкого напряжения на другие центры питания невозможен ввиду отсутствия соответствующих электрических связей (Письмо Свердловской дирекции по энергообеспечению - структурного подразделения Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД" от 11.03.2021 N исх-1651/СвердНТЭ).


На основании анализа максимальной фактической загрузки трансформаторов ПС 110 кВ Капралово (с учетом отсутствия схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции) расчетная величина загрузки трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении Т-2 (Т-1) составит 39,44 МВА.


Необходима замена Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью не менее 39,44 МВА каждый. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 40 МВА.


Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 110 кВ Капралово с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 0,43 МВт.


С учетом данных о максимальной мощности энергоустановок по действующим ТУ на ТП загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Капралово может составить 35,93 МВт.


Перевод нагрузки (части нагрузки) потребителей по распределительной сети низкого напряжения на другие центры питания невозможен ввиду отсутствия соответствующих электрических связей (Письмо Свердловской дирекции по энергообеспечению - структурного подразделения Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД" от 11.03.2021 N исх-1651/СвердНТЭ).


На основании анализа максимальной загрузки трансформаторов ПС 110 кВ Капралово (с учетом отсутствия схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции) с учетом суммарной активной нагрузки новых потребителей, планирующих технологическое присоединение к ПС 110 кВ Капралово, расчетная величина загрузки трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении Т-2 (Т-1) составит 39,92 МВА.


Необходима замена Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью не менее 39,92 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 40 МВА.


Таким образом, как для обеспечения допустимой нагрузки трансформатора с учетом фактической максимальной нагрузки, так и для обеспечения технологического присоединения потребителей к ПС 110 кВ Капралово, имеющих на момент разработки настоящих схемы и программы действующие ТУ на ТП, на ПС 110 кВ Капралово требуется замена существующих трансформаторов Т-1 мощностью 15 МВА и Т-2 мощностью 25 МВА на трансформаторы мощностью 40 МВА каждый.



Параграф 24. РЕКОНСТРУКЦИЯ ПС 110 КВ ГАГАРСКИЙ


По состоянию на 1 февраля 2021 года на ПС 110 кВ Гагарский установлены:


1) Т-1 мощностью 16 МВА (ТДН-16000/110/6,6, введен в эксплуатацию в 1976 году, текущий ИТС равен 50);


2) Т-2 мощностью 16 МВА (ТДН-16000/110/6,6, введен в эксплуатацию в 1976 году, текущий ИТС равен 50).


Значения ИТС приведены в соответствии с Письмом Свердловской дирекции по энергообеспечению - структурного подразделения Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД" от 11.03.2021 N исх-1651/СвердНТЭ.


Перегрузочная способность Т-1 и Т-2, срок эксплуатации которых превысил 30 лет, определяется собственником оборудования (Письмо Свердловской дирекции по энергообеспечению - структурного подразделения Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД" от 11.03.2021 N исх-1651/СвердНТЭ) в соответствии с требованиями к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию, утвержденными Приказом от 08.02.2019 N 81. Коэффициенты допустимой длительной перегрузки трансформаторов без ограничения длительности приведены в таблице 27.


По результатам анализа контрольных замеров 2016 - 2020 годов наиболее тяжелые режимно-балансовые ситуации, при которых могла возникнуть перегрузка трансформаторного оборудования, имели место в зимний период 2018 года.


Максимальная загрузка ПС 110 кВ Гагарский по данным зимнего контрольного замера 2018 года составила 12,95 МВт. По данным телеметрической информации максимальная загрузка ПС 110 кВ Гагарский в 2019 году составила 26 МВт. В качестве расчетной температуры принята температура, равная 0 град. C, соответствующая наименее холодному значению для ОЭС Урала в зимний период.


При отключении Т-1 (Т-2) загрузка обмотки 110 кВ оставшегося в работе Т-2 (Т-1) мощностью 16 МВА могла составить 145,03 А (1,57 о. е. от Iддтн = 1,15 x Iном = 92 А при 0 град. C) и превысила бы длительно допустимую.


Перевод нагрузки (части нагрузки) потребителей по распределительной сети низкого напряжения на другие центры питания невозможен ввиду отсутствия соответствующих электрических связей (Письмо Свердловской дирекции по энергообеспечению - структурного подразделения Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД" от 11.03.2021 N исх-1651/СвердНТЭ).


На основании анализа максимальной фактической загрузки трансформаторов ПС 110 кВ Гагарский с учетом длительно допустимой перегрузки без ограничения длительности (на основании Письма Свердловской дирекции по энергообеспечению - структурного подразделения Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД" от 19.04.2021 N исх-2824/СвердНТЭ), а также отсутствия схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции, расчетная величина загрузки трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении Т-2 (Т-1) составит 23,11 МВА. Для обеспечения допустимой токовой нагрузки Т-1 (Т-2) мощностью 16 МВА в схеме, сложившейся после отключения Т-2 (Т-1), необходима замена Т-1 (Т-2) на трансформатор мощностью не менее 23,11 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 25 МВА. Коэффициенты допустимой длительной перегрузки трансформаторов без ограничения длительности приведены в таблице 27 (в том числе для трансформатора, срок эксплуатации которого составляет до 30 лет при ИТС > 70).


Для обеспечения допустимой токовой нагрузки Т-1 (Т-2) ПС 110 кВ Гагарский мощностью 16 МВА в схеме, сложившейся после отключения Т-2 (Т-1), необходима замена Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью 25 МВА каждый.


Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 110 кВ Гагарский с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 1,40 МВт.


С учетом данных о максимальной мощности энергоустановок потребителей по действующим ТУ на ТП загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Гагарский может составить 27,40 МВт.


Перевод электроснабжения потребителей (части потребителей) по распределительной сети низкого напряжения на другие центры питания невозможен ввиду отсутствия соответствующих электрических связей (Письмо Свердловской дирекции по энергообеспечению - структурного подразделения Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД" от 11.03.2021 N исх-1651/СвердНТЭ).


На основании анализа максимальной загрузки трансформаторов ПС 110 кВ Гагарский с учетом длительно допустимой перегрузки без ограничения длительности (на основании Письма Свердловской дирекции по энергообеспечению - структурного подразделения Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД" от 19.04.2021 N исх-2824/СвердНТЭ), а также отсутствия схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции с учетом суммарной активной нагрузки новых потребителей, планирующих технологическое присоединение к ПС 110 кВ Гагарский, расчетная величина загрузки трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении Т-2 (Т-1) составит 24,36 МВА.


Необходима замена Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью не менее 24,36 МВА каждый. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 25 МВА. Коэффициенты допустимой длительной перегрузки трансформаторов без ограничения длительности приведены в таблице 27 (в том числе для трансформатора, срок эксплуатации которого составляет до 30 лет при ИТС > 70).


Таким образом, как для обеспечения допустимой токовой нагрузки трансформаторов с учетом фактической максимальной нагрузки, так и для обеспечения технологического присоединения потребителей к ПС 110 кВ Гагарский, имеющих на момент разработки настоящих схемы и программы действующие ТУ на ТП, на ПС 110 кВ Гагарский требуется замена существующих трансформаторов Т-1 и Т-2 мощностью 16 МВА на трансформаторы мощностью 25 МВА.



Параграф 25. РЕКОНСТРУКЦИЯ ПС 110 КВ ГВОЗДИКА


По состоянию на 1 февраля 2021 года на ПС 110 кВ Гвоздика установлены:


1) Т-1 мощностью 16 МВА (ТДТН-16000/110, введен в эксплуатацию в 1977 году, текущий ИТС равен 50);


2) Т-2 мощностью 16 МВА (ТДТН-16000/110, введен в эксплуатацию в 1980 году, текущий ИТС равен 50).


Значения ИТС приведены в соответствии с Письмом Свердловской дирекции по энергообеспечению - структурного подразделения Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД" от 11.03.2021 N исх-1651/СвердНТЭ.


Перегрузочная способность Т-1 и Т-2, срок эксплуатации которых превысил 30 лет, определяется собственником оборудования (Письмо Свердловской дирекции по энергообеспечению - структурного подразделения Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД" от 11.03.2021 N исх-1651/СвердНТЭ) в соответствии с требованиями к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию, утвержденными Приказом от 08.02.2019 N 81. Коэффициенты допустимой длительной перегрузки трансформаторов без ограничения длительности приведены в таблице 27.


По результатам анализа контрольных замеров 2016 - 2020 годов наиболее тяжелые режимно-балансовые ситуации, при которых могла возникнуть перегрузка трансформаторного оборудования, имели место в зимний период 2020 года.


Максимальная загрузка ПС 110 кВ Гвоздика по данным зимнего контрольного замера 2020 года составила 10,48 МВт. По данным телеметрической информации максимальная загрузка ПС 110 кВ Гвоздика составила 26 МВт в 2020 году. В качестве расчетной температуры принята температура, равная 0 град. C, соответствующая наименее холодному значению для ОЭС Урала в зимний период.


При отключении Т-1 (Т-2) загрузка обмотки 110 кВ оставшегося в работе Т-2 (Т-1) мощностью 16 МВА могла составить 145,03 А (1,57 о. е. от Iддтн = 1,15 x Iном = 92 А при 0 град. C) и превысила бы длительно допустимую.


Перевод нагрузки (части нагрузки) потребителей по распределительной сети низкого напряжения на другие центры питания невозможен ввиду отсутствия соответствующих электрических связей (Письмо Свердловской дирекции по энергообеспечению - структурного подразделения Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД" от 11.03.2021 N исх-1651/СвердНТЭ).


На основании анализа максимальной фактической загрузки трансформаторов ПС 110 кВ Гвоздика с учетом длительно допустимой перегрузки без ограничения длительности (на основании Письма Свердловской дирекции по энергообеспечению - структурного подразделения Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД" от 19.04.2021 N исх-2824/СвердНТЭ), а также отсутствия схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции, расчетная величина загрузки трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении Т-2 (Т-1) составит 23,11 МВА.


Для обеспечения допустимой токовой нагрузки Т-1 (Т-2) мощностью 16 МВА в схеме, сложившейся после отключения Т-2 (Т-1), необходима замена Т-1 (Т-2) на трансформатор мощностью не менее 23,11 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 25 МВА. Коэффициенты допустимой длительной перегрузки трансформаторов без ограничения длительности приведены в таблице 27 (в том числе для трансформатора, срок эксплуатации которого составляет до 30 лет при ИТС > 70).


Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 110 кВ Гвоздика с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 1,78 МВт.


С учетом данных о максимальной мощности энергоустановок потребителей по действующим ТУ на ТП загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Гвоздика может составить 27,78 МВт.


Перевод нагрузки (части нагрузки) потребителей по распределительной сети низкого напряжения на другие центры питания невозможен ввиду отсутствия соответствующих электрических связей (Письмо Свердловской дирекции по энергообеспечению - структурного подразделения Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД" от 11.03.2021 N исх-1651/СвердНТЭ).


На основании анализа максимальной загрузки трансформаторов ПС 110 кВ Гвоздика с учетом длительно допустимой перегрузки без ограничения длительности (на основании Письма Свердловской дирекции по энергообеспечению - структурного подразделения Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД" от 19.04.2021 N исх-2824/СвердНТЭ), а также отсутствия схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции, с учетом суммарной активной нагрузки новых потребителей, планирующих технологическое присоединение к ПС 110 кВ Гвоздика, расчетная величина загрузки трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении Т-2 (Т-1) составит 24,69 МВА.


Необходима замена Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью не менее 24,69 МВА каждый. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 25 МВА. Коэффициенты допустимой длительной перегрузки трансформаторов без ограничения длительности приведены в таблице 27 (в том числе для трансформатора, срок эксплуатации которого составляет до 30 лет при ИТС > 70).


Таким образом, как для обеспечения допустимой токовой нагрузки трансформаторов с учетом фактической максимальной нагрузки, так и для обеспечения технологического присоединения потребителей к ПС 110 кВ Гвоздика, имеющих на момент разработки настоящих схемы и программы действующие ТУ на ТП, на ПС 110 кВ Гвоздика требуется замена существующих трансформаторов Т-1 и Т-2 мощностью 16 МВА на трансформаторы мощностью 25 МВА каждый.



Параграф 26. ЗАМЕНА БСК НА ПС 110 КВ МИХАЙЛОВСКАЯ


По состоянию на 1 февраля 2021 года на ПС 110 кВ Михайловская установлена БСК - КС1-0,66-20У1 (2436 штук), мощность батареи (установленная/расчетная) - 48,72/33,52 Мвар.


Согласно Письму филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080 установленная БСК содержит запрещенные стойкие органические загрязнители (полихлорированные бифенилы) и не соответствует требованиям Стокгольмской конвенции о стойких органических загрязнителях (ратифицирована Федеральным законом от 27 июня 2011 года N 164-ФЗ "О ратификации Стокгольмской конвенции о стойких органических загрязнителях"), так как содержит полихлорированные бифенилы и в соответствии с информацией собственника требует замены.


На ПС 110 кВ Михайловская необходимо заменить установленную БСК, подлежащую утилизации, на БСК мощностью 33,52 Мвар.



Параграф 27. РЕКОНСТРУКЦИЯ КВЛ 110 КВ ДЕГТЯРКА - ПОЛЕВСКАЯ С ОТПАЙКАМИ ОТ ОПОРЫ N 26 ДО ОПОРЫ N 128 С ЗАМЕНОЙ ОПОР И ПРОВОДА ЛЭП (ОРИЕНТИРОВОЧНОЙ ПРОТЯЖЕННОСТЬЮ ПО ТРАССЕ 19,83 КМ)


КВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская с отпайками введена в эксплуатацию в 1939 году.


По состоянию на 1 февраля 2021 года текущий ИТС КВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская с отпайками равен 38,31.


Значение ИТС приведено в соответствии с Письмом филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080.


На основании значения текущего ИТС ниже 70 требуется реконструкция КВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская с отпайками на участке от опоры N 26 до опоры N 128 (ориентировочной протяженностью по трассе 19,83 км) с заменой опор на металлические и железобетонные и существующего провода М-70 на провод с аналогичной допустимой токовой нагрузкой.


До выполнения реконструкции КВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская с отпайками техническое состояние будет обеспечено за счет следующих компенсирующих мероприятий в рамках технического обслуживания и ремонтов: проведение учащенного инженерного осмотра, измерение габаритов, проверка состояния опор, замер сопротивления контура заземления, подрезка деревьев, устранение аварийных дефектов.



Параграф 28. РЕКОНСТРУКЦИЯ ВЛ 110 КВ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ - ХРОМПИК I, II ЦЕПЬ С ОТПАЙКАМИ НА УЧАСТКЕ ОТ ПОРТАЛОВ ПС 110 КВ ХРОМПИК ДО ПОРТАЛОВ 110 КВ ПС 220 КВ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ С ЗАМЕНОЙ ОПОР И ПРОВОДА ЛЭП (ОРИЕНТИРОВОЧНОЙ ПРОТЯЖЕННОСТЬЮ ПО ТРАССЕ 10,62 КМ)


ВЛ 110 кВ Первоуральская - Хромпик I, II цепь с отпайками введена в эксплуатацию в 1961 году.


По состоянию на 1 февраля 2021 года текущий ИТС ВЛ 110 кВ Первоуральская - Хромпик I цепь с отпайками составляет 35,37, ВЛ 110 кВ Первоуральская - Хромпик II цепь с отпайками составляет 39,51.


Значения ИТС приведены в соответствии с Письмом филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080.


На основании значения текущего ИТС ниже 70 требуется выполнение реконструкции ВЛ 110 кВ Первоуральская - Хромпик I, II цепь с отпайками на участке от порталов ПС 110 кВ Хромпик до порталов 110 кВ ПС 220 кВ Первоуральская (ориентировочной протяженностью по трассе 10,62 км) с заменой опор на металлические и железобетонные, с заменой существующего провода АС-300 на провод с аналогичной допустимой токовой нагрузкой АСК-300.


До выполнения реконструкции ВЛ 110 кВ Первоуральская - Хромпик I, II цепь с отпайками техническое состояние будет обеспечено за счет следующих компенсирующих мероприятий в рамках технического обслуживания и ремонтов: проведение учащенного инженерного осмотра, измерение габаритов, проверка состояния опор, замер сопротивления контуров заземления, подрезка деревьев, устранение аварийных дефектов.



Параграф 29. РЕКОНСТРУКЦИЯ ВЛ 110 КВ АЗИАТСКАЯ - ЧЕКМЕНЬ НА УЧАСТКЕ ОТ ПОРТАЛА ПС 110 КВ ЧЕКМЕНЬ ДО ОПОРЫ N 22 (ОРИЕНТИРОВОЧНОЙ ПРОТЯЖЕННОСТЬЮ ПО ТРАССЕ 9,35 КМ) И ВЛ 110 КВ ЕВРОПЕЙСКАЯ - ЧЕКМЕНЬ НА УЧАСТКЕ ОТ ПОРТАЛОВ ПС 110 КВ ЧЕКМЕНЬ ДО ПОРТАЛОВ ПС 110 КВ ЕВРОПЕЙСКАЯ (ОРИЕНТИРОВОЧНОЙ ПРОТЯЖЕННОСТЬЮ ПО ТРАССЕ 26,5 КМ) С ЗАМЕНОЙ ОПОР И ПРОВОДА ЛЭП


ВЛ 110 кВ Азиатская - Чекмень и ВЛ 110 кВ Европейская - Чекмень введены в эксплуатацию в 1933 году.


По состоянию на 1 февраля 2021 года текущий ИТС ВЛ 110 кВ Азиатская - Чекмень составляет 31,63 и ВЛ 110 кВ Европейская - Чекмень составляет 61,46.


Значения ИТС приведены в соответствии с письмом филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080.


На основании текущего ИТС ниже 70 требуется выполнение реконструкции ВЛ 110 кВ Азиатская - Чекмень на участке от портала ПС 110 кВ Чекмень до опоры N 22 (ориентировочной протяженностью по трассе 9,35 км) и ВЛ 110 кВ Европейская - Чекмень на участке от порталов ПС 110 кВ Чекмень до порталов ПС 110 кВ Европейская (ориентировочной протяженностью по трассе 26,5 км) с заменой опор на металлические и железобетонные, с заменой существующих проводов СА-95 (согласно отчету технического состояния ВЛ 110 кВ Азиатская - Чекмень (направлен Письмом филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080), аналогом провода СА-95 является провод АС-150), М-95 и АС-150 на провод с аналогичной допустимой токовой нагрузкой.



Параграф 30. РЕКОНСТРУКЦИЯ ВЛ 110 КВ КОШАЙ - ПРЕДТУРЬЕ НА УЧАСТКЕ ОТ ПОРТАЛА 110 КВ ПС 220 КВ КОШАЙ ДО ПОРТАЛА ПС 110 КВ ПРЕДТУРЬЕ С ЗАМЕНОЙ ОПОР И ПРОВОДА ЛЭП (ОРИЕНТИРОВОЧНОЙ ПРОТЯЖЕННОСТЬЮ ПО ТРАССЕ 41,3 КМ)


ВЛ 110 кВ Кошай - Предтурье введена в эксплуатацию в 1961 году.


По состоянию на 1 февраля 2021 года текущий ИТС ВЛ 110 кВ Кошай - Предтурье составляет 42,76.


Значение ИТС приведено в соответствии с Письмом филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080.


На основании значения текущего ИТС ниже 70 требуется выполнение реконструкции ВЛ 110 кВ Кошай - Предтурье с заменой опор на металлические и железобетонные, с заменой существующего провода АС-95.


Результаты расчетов электроэнергетических режимов на 2021 год и на период 2022 - 2026 годов показали, что увеличение пропускной способности ЛЭП не требуется.


Согласно расчету монтажных стрел провеса и тяжений проводов и троса (результаты расчета приведены в Письме филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080) в случае применения провода большего сечения с более высоким значением механического напряжения на реконструкцию 1 км линии с применением проводов АС-150 и АС-185 потребуется на одну промежуточную опору меньше, чем при реконструкции 1 км линии с применением проводов АС-95 и АС-120.


Согласно коммерческим предложениям производителей (приложены к Письму филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080) стоимость одной промежуточной опоры на стойке СК-22 (применение данной стойки является типовым решением для опоры типа ПБ 110-15, применяемой для толщины стенки гололеда 15 мм, стойка соответствует ГОСТ 22687-85 "Стойки конические железобетонные центрифугированные для опор высоковольтных линий электропередачи") с учетом комплекта траверс, гирлянд изоляторов, страховочной системы ориентировочно составляет 259,6 тыс. рублей без НДС. С учетом протяженности реконструируемой ВЛ 110 кВ 41,3 км, стоимость приобретения опор без учета стоимости строительно-монтажных работ снизится на 10,6 млн. рублей.


Изменение стоимости материалов относительно реконструкции ВЛ 110 кВ с применением провода АС-95 приведено в таблице 24.



Таблица 24



ИЗМЕНЕНИЕ СТОИМОСТИ МАТЕРИАЛОВ ОТНОСИТЕЛЬНО РЕКОНСТРУКЦИИ ВЛ 110 КВ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПРОВОДА АС-95

Номер строки

Наименование показателя

Вариант 1 (провод АС-95)

Вариант 2 (провод АС-120)

Вариант 3 (провод АС-150)

Вариант 4 (провод АС-185)

1.

Ориентировочное снижение количества опор ВЛ, штук

-

-

-41

-41

2.

Ориентировочная стоимость одной опоры, тыс. рублей (без НДС)

259,6

259,6

259,6

259,6

3.

Ориентировочное снижение затрат на приобретение опор ВЛ, тыс. рублей (без НДС)

-

-

-10643,6

-10643,6

4.

Стоимость 1 км провода, тыс. рублей (без НДС)

76,3

93,18

108,05

134,71

5.

Стоимость провода ВЛ (длина реконструируемого участка), тыс. рублей (без НДС)

9453,57

11545,0

13387,4

16690,57

6.

Изменение стоимости вариантов 2 - 4 с учетом стоимости материалов (относительно варианта 1), тыс. рублей (без НДС)

-

2091,43

-6709,77

-3406,6


Таким образом, за счет уменьшения количества опор при применении провода АС-150 затраты на материалы будут минимальны, а также сократятся затраты на оформление земельных участков под опоры, снизятся впоследствии эксплуатационные затраты на обслуживание ВЛ 110 кВ.


Согласно расчету технологических потерь электроэнергии в электрических сетях (направлен Письмом филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080), выполненному в соответствии с техническими характеристиками и паспортными данными линии электропередачи, на основании Методики расчета технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде, приведенной в приложении N 1 к Инструкции по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям, утвержденной Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 30.12.2008 N 326 "Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям" (далее - Методика расчета технологических потерь электроэнергии), снижение потерь электроэнергии при реконструкции ВЛ 110 кВ Кошай - Предтурье в зависимости от применения различных сечений провода ЛЭП относительно существующего провода АС-95 приведено в таблице 25. В стоимостном выражении в таблице 25 экономия приведена с учетом средней нерегулируемой цены покупки потерь в сетях филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго", учтенной в тарифно-балансовых решениях на 2021 год в размере 2,68716 рубля/кВт.ч.



Таблица 25



СНИЖЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Номер строки

Показатель

Вариант 1 (провод АС-95)

Вариант 2 (провод АС-120)

Вариант 3 (провод АС-150)

Вариант 4 (провод АС-185)

1.

Оценочно годовые потери, тыс. кВт.ч/год

137,2

117,1

102,46

88,58

2.

Оценочно годовые потери, тыс. рублей/год

368,68

314,67

275,33

238,03

3.

Оценочно годовая экономия от снижения потерь относительно варианта 1, тыс. рублей/год

-

54,01

93,35

130,65


Из вышеуказанного следует, что наиболее оптимальным с точки зрения затрат на выполнение строительно-монтажных работ (за счет снижения стоимости материалов) и последующего эффекта от снижения потерь является вариант выполнения реконструкции ВЛ 110 кВ Кошай - Предтурье на участке от портала 110 кВ ПС 220 кВ Кошай до портала ПС 110 кВ Предтурье (ориентировочной протяженностью по трассе 41,3 км) с применением провода АС-150.


До выполнения реконструкции ВЛ 110 кВ Кошай - Предтурье техническое состояние будет обеспечено за счет следующих компенсирующих мероприятий в рамках технического обслуживания и ремонтов: проведение учащенного инженерного осмотра, измерение габаритов, проверка состояния опор, замер сопротивления контуров заземления, подрезка деревьев, устранение аварийных дефектов.



Параграф 31. РЕКОНСТРУКЦИЯ КВЛ 110 КВ ЮЖНАЯ - СИБИРСКАЯ I ЦЕПЬ С ОТПАЙКАМИ, КВЛ 110 КВ СИБИРСКАЯ - ЧКАЛОВСКАЯ С ОТПАЙКАМИ (ПЕРЕВОД ОТПАЕК НА ПС 110 КВ АЛМАЗНАЯ В КАБЕЛЬНОЕ ИСПОЛНЕНИЕ)


Отпайки на ПС 110 кВ Алмазная от КВЛ 110 кВ Южная - Сибирская I цепь с отпайками, КВЛ 110 кВ Сибирская - Чкаловская с отпайками выполнены в габаритах 35 кВ и проходят по особо охраняемой природной территории г. Екатеринбурга (лесопарк имени Лесоводов России).


Падение деревьев из лесного массива на провод ЛЭП приводит к отключению ВЛ 110 кВ Южная - Сибирская I цепь с отпайками, ВЛ 110 кВ Сибирская - Чкаловская с отпайками и обесточиванию потребителей г. Екатеринбурга, в том числе:


28 апреля 2016 года (акт расследования ТН N 223 Центральные электрические сети от 28.04.2016) и 12 мая 2016 года (акт расследования ТН N 255 Центральные электрические сети от 12.05.2016) падение дерева из глубины лесного массива привело к обесточиванию ПС 110 кВ Алмазная, ПС 110 кВ Спортивная, ПС 110 кВ Ботаническая с нагрузкой 25,2 МВт 47 социально значимых объектов и населения г. Екатеринбурга (39 тыс. человек);


1 июня 2016 года (акт расследования ТН N 291 Центральные электрические сети от 01.06.2016) падение деревьев из глубины лесного массива привело к обесточиванию ПС 110 кВ Алмазная, ПС 110 кВ Спортивная, ПС 110 кВ Ботаническая, ЗРУ 6 кВ на ПС 110 кВ Братская с нагрузкой 38,2 МВт 82 социально значимых объектов и населения г. Екатеринбурга (50,1 тыс. человек).


Согласно Письму Департамента лесного хозяйства Свердловской области от 26.07.2017 N 24-0815-6336 проводить расчистку просек и охранных зон таких объектов путем применения сплошных рубок запрещается.


Для исключения риска возникновения аналогичных технологических нарушений, ведущих к прекращению электроснабжения потребителей (в том числе социально значимых объектов), Распоряжением ОАО "МРСК Урала" от 28.02.2017 N 25 была утверждена Программа повышения надежности электроснабжения городов Екатеринбурга, Перми и Челябинска, в рамках которой предложено выполнить переустройство отпаек на ПС 110 кВ Алмазная в кабельное исполнение.


Из вышеуказанного следует, что требуется реконструкция КВЛ 110 кВ Южная - Сибирская I цепь с отпайками, КВЛ 110 кВ Сибирская - Чкаловская с отпайками с переводом отпаек от данных ЛЭП на ПС 110 кВ Алмазная в кабельное исполнение с использованием кабеля с допустимой токовой нагрузкой, соответствующей проводу АС-120 (по состоянию на 1 февраля 2021 года отпайки выполнены проводом АС 120/19).


До выполнения реконструкции отпаек на ПС 110 кВ Алмазная в кабельное исполнение обеспечение контроля будет проводиться за счет компенсирующих мероприятий в рамках технического обслуживания и ремонтов: проведение учащенного инженерного осмотра, измерение габаритов, проверка состояния опор, замер сопротивления контуров заземления, подрезка деревьев, устранение аварийных дефектов.



Параграф 32. РЕКОНСТРУКЦИЯ ВЛ 110 КВ СРЕДНЕУРАЛЬСКАЯ ГРЭС - ХРОМПИК I, II ЦЕПЬ С ОТПАЙКАМИ НА УЧАСТКЕ ОТ ОПОРЫ N 176 ДО ПОРТАЛА ПС 110 КВ ХРОМПИК (В РАЙОНЕ ГОРОДА ПЕРВОУРАЛЬСКА) С ЗАМЕНОЙ ОПОР И ПРОВОДА ЛЭП (ОРИЕНТИРОВОЧНОЙ ПРОТЯЖЕННОСТЬЮ ПО ТРАССЕ 4,5 КМ)


ВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Хромпик I, II цепь с отпайками введена в эксплуатацию в 1933 и 1951 годах соответственно.


По состоянию на 1 февраля 2021 года текущий ИТС для ВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Хромпик I цепь с отпайками составляет 38,26, для ВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Хромпик II цепь с отпайками составляет 41,9.


Значения ИТС приведены в соответствии с Письмом филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080.


На основании значения текущего ИТС ниже 70 требуется выполнение реконструкции ВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Хромпик I, II цепь с отпайками с заменой опор на металлические и железобетонные, с заменой существующего провода АС-150.


Результаты расчетов электроэнергетических режимов на 2021 год и период 2022 - 2026 годов показали, что увеличение пропускной способности ЛЭП не требуется.


На согласительном совещании в Министерстве энергетики Российской Федерации по вопросу "О рассмотрении замечаний к доработанному проекту корректировки инвестиционной программы ОАО "МРСК Урала" на 2018 - 2022 годы (протокол от 09.10.2019 N 09-2020-пр) по инвестиционному проекту "Реконструкция ВЛ 110 кВ СУГРЭС - Хромпик 1, 2 (в районе города Первоуральска) (4,488 км, 1,2 га, 1 шт.) 1 этап" было принято решение с учетом фактической реализации проекта на 50% (по информации ОАО "МРСК Урала") сохранить параметры инвестиционного проекта в ИПР без изменений (замена провода АС-150/24 на участках ЛЭП от опоры N 176 до опоры N 183 и от опоры N 190 до опоры N 209 на провод АС-240/39).


Замена провода АС-150 на АС-240 предусмотрена также в соответствии с пунктом 1.15 плана-графика организационно-технических мероприятий по повышению надежности электроснабжения потребителей Первоуральского энергорайона, утвержденного Министром энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Свердловской области, руководителем штаба по обеспечению безопасности электроснабжения на территории Свердловской области в 2015 году.


Таким образом, планируется выполнение реконструкции ВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Хромпик I, II цепь с отпайками на участке от опоры N 176 до портала ПС 110 кВ Хромпик (ориентировочной протяженностью по трассе 4,5 км) с заменой опор на металлические и железобетонные, с заменой существующего провода АС-150 на провод АС-240 или аналогичный по длительно допустимым токовым нагрузкам.


Согласно письму филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080 в 2016 году начата реконструкция ЛЭП с заменой провода на АС-240. К настоящему времени выполнена реконструкция ЛЭП от портала Среднеуральской ГРЭС до опоры N 176 (2 x 27,7 км), остался завершающий этап реконструкции, предусматривающий работы на участке ЛЭП от опоры N 176 до портала ПС 110 кВ Хромпик (2 x 4,92 км).



Параграф 33. РЕКОНСТРУКЦИЯ ТРАНЗИТА ВЛ 110 КВ ШАЛЯ - ВОГУЛКА - ШАМАРЫ - ГЛУХАРЬ С ОБРАЗОВАНИЕМ ВЛ 110 КВ ГЛУХАРЬ - ВОГУЛКА, ВЛ 110 КВ ШАЛЯ - ВОГУЛКА, ВЛ 110 КВ ГЛУХАРЬ - ШАМАРЫ И ВЛ 110 КВ ШАЛЯ - ШАМАРЫ


В настоящее время на одних опорах совместно с существующими ВЛ 110 кВ Вогулка - Шамары, ВЛ 110 кВ Шаля - Вогулка, ВЛ 110 Глухарь - Шамары выполнена подвеска второй цепи транзита 110 кВ Шаля - Вогулка - Шамары - Глухарь проводом АС 120/19. Для ввода в работу второй цепи требуется выполнение следующих мероприятий (в соответствии с Письмом филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080):


1) демонтаж перемычки между цепями линии на опоре N 1 ВЛ 110 кВ Шаля - Вогулка;


2) соединение шлейфов на опорах N 1, 81, на опоре N 5 демонтаж перемычки между цепями линии ВЛ 110 кВ Шаля - Вогулка для образования ВЛ 110 кВ Шаля - Шамары;


3) реконструкция участка ВЛ 110 кВ Глухарь - Шамары с подвеской провода АС 120/19 между опорой N 69 и приемным порталом ПС 110 кВ Глухарь протяженностью 0,06 км;


4) соединение шлейфов на опорах N 67-69 ВЛ 110 кВ Глухарь - Шамары;


5) перевод проводов ВЛ 110 кВ Глухарь - Шамары на ВЛ 110 кВ Глухарь - Вогулка с левой стороны на правую сторону на опоре N 67 в сторону портала ПС 110 кВ Глухарь;


6) демонтаж на опоре N 2 перемычки между цепями линии ВЛ 110 кВ Глухарь - Шамары;


7) соединение шлейфов на опоре N 2 ВЛ 110 кВ Глухарь - Шамары;


8) соединение шлейфов на опоре N 5 между цепями линии ВЛ 110 кВ Вогулка - Шамары.


Стоимость капитальных затрат на включение второй цепи транзита 110 кВ Шаля - Вогулка - Шамары - Глухарь составит 493,63 тыс. рублей без НДС. Согласно Письму Свердловской дирекции по энергообеспечению - структурного подразделения Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД" от 11.03.2021 N исх-1651/СвердНТЭ существующее оборудование на ПС 110 кВ транзита Шаля - Вогулка - Шамары - Глухарь, предназначенное для ввода в работу вновь образуемых ВЛ 110 кВ, пригодно к использованию, таким образом, капитальные затраты на реконструкцию указанных ПС 110 кВ отсутствуют.


Согласно расчету технологических потерь электроэнергии в электрических сетях (направлен Письмом филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080), выполненному в соответствии с техническими характеристиками и паспортными данными линии электропередачи, на основании Методики расчета технологических потерь электроэнергии, годовая экономия от снижения потерь электроэнергии составит 1621,88 тыс. рублей (таблица 26), что больше стоимости капитальных затрат на включение второй цепи транзита 110 кВ Шаля - Вогулка - Шамары - Глухарь.


В стоимостном выражении в таблице 26 экономия приведена с учетом средней нерегулируемой цены покупки потерь в сетях филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго", учтенной в тарифно-балансовых решениях на 2021 год в размере 2,68716 рубля/кВт.ч. Согласно представленному обоснованию включение второй цепи транзита 110 кВ Шаля - Вогулка - Шамары - Глухарь экономически целесообразно.



Таблица 26



СНИЖЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Номер строки

Показатель

До реконструкции

После реконструкции

1.

Оценочно годовые потери, тыс. кВт.ч/год

1297,00

693,323

2.

Оценочно годовые потери, тыс. рублей/год

3484,95

1863,07

3.

Оценочно годовая экономия от снижения потерь, тыс. рублей/год

-

1621,88



Таблица 27



КОЭФФИЦИЕНТЫ ДОПУСТИМОЙ ДЛИТЕЛЬНОЙ ПЕРЕГРУЗКИ ТРАНСФОРМАТОРОВ БЕЗ ОГРАНИЧЕНИЯ ДЛИТЕЛЬНОСТИ

Номер строки

Срок эксплуатации трансформатора

Коэффициент допустимой длительной (без ограничения длительности) перегрузки Кдоп при температуре охлаждающего воздуха (воды), , град. C

-20

-10

0

10

20

30

40

1.

До 30 лет при ИТС > 70

1,25

1,25

1,25

1,25

1,20

1,15

1,08

2.

До 30 лет при ИТС < 70

1,20

1,20

1,15

1,08

1,00

0,91

0,82

3.

30 лет и более

1,20

1,20

1,15

1,08

1,00

0,91

0,82



Глава 32. ОРГАНИЗАЦИЯ ЕДИНЫХ ТЕПЛОСНАБЖАЮЩИХ ОРГАНИЗАЦИЙ


В Правилах организации теплоснабжения в Российской Федерации, утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 08.08.2012 N 808 "Об организации теплоснабжения в Российской Федерации и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации", определены права и обязанности теплоснабжающих и теплосетевых организаций, иных владельцев источников тепловой энергии и тепловых сетей, потребителей тепловой энергии в сфере теплоснабжения. Согласно указанным правилам для повышения качества обеспечения населения тепловой энергией необходима организация единых теплоснабжающих организаций.


Критериями определения единой теплоснабжающей организации являются:


1) владение на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии с наибольшей рабочей тепловой мощностью и (или) тепловыми сетями с наибольшей емкостью в границах зоны деятельности единой теплоснабжающей организации;


2) размер собственного капитала;


3) способность в лучшей мере обеспечить надежность теплоснабжения в соответствующей системе теплоснабжения.



Глава 33. ПОТРЕБНОСТЬ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И КОТЕЛЬНЫХ В ТОПЛИВЕ


Приоритетами в формировании перспективного топливного баланса в Свердловской области должны стать диверсификация, надежное взаиморезервирование видов топлива и снижение экологической нагрузки электроэнергетики - атмосферных выбросов и образования золоотвалов электростанций.


С учетом того, что потребляемый предприятиями энергетики уголь является дальнепривозным, нецелесообразно какое-либо наращивание доли и объема угля в топливном балансе электроэнергетики Свердловской области.


Смягчение рисков, связанных с дальностью перевозок экибастузского угля, можно обеспечить приоритетным вовлечением в топливный баланс энергетики Свердловской области природного газа, внутренних топливных ресурсов (торф, природный газ) и развитием атомной энергетики.


Важнейшие внутренние и пока не используемые ресурсы - торф и природный газ. Возможности потенциальной добычи торфа в Свердловской области - не менее 3 - 5 млн. т у. т. в год, что может обеспечить работу не менее 1000 МВт установленной электрической мощности электростанций и выработку не менее 10 млн. Гкал в год тепла, отпускаемого котельными. Эффективность возвращения торфа в энергобаланс определяется возможностями новых технологий его сжигания, в том числе его газификацией. Ресурсы торфа позволяют в конечном счете произвести замещение угля для производства тепла в котельных.


Новый для Свердловской области внутренний энергоресурс - природный газ. Наиболее подготовлены к его использованию Бухаровское и Кедровское месторождения на юго-западе Свердловской области. Ведется разведка на других перспективных площадях. Возможности добычи газа в Свердловской области оцениваются в 1,5 - 2 млрд. куб. м в год. Ресурсы собственного газа позволяют рассматривать перспективы сооружения новой электростанции мощностью порядка 1500 МВт вблизи месторождения либо ориентировать их на нужды малой распределенной энергетики на сжиженном природном газе или в виде компримированного газа, исключающего необходимость сооружения газопроводов.


Перспективы развития атомной энергетики в Свердловской области связаны в первую очередь с успешной эксплуатацией энергоблоков БН-600 и БН-800 Белоярской АЭС.


Формирование перспективной структуры энергетического топлива должно сопровождаться минимизацией затрат на его получение, особенно в части угля, диверсификацией, использованием новых возможностей малой и распределенной генерации, энергетических технологий на торфе и других возобновляемых ресурсах и оптимизацией энергетических режимов. По критерию надежности топливообеспечения энергетики Свердловской области на долю ввозимого в область энергоресурса каждого вида не должно приходиться более 30 - 40% от суммарного потребления.


Динамика потребляемых топливных ресурсов представлена на рисунках 25 и 26.


45,2%

┌══════‰

││

││36,4%

││┌══════‰

││││

││16,1% ││

││┌══════‰ 2,3% ││

││││┌══════‰ ││

┌══┴══════┴════┴══════┴════════┴══════┴═══┴══════┴═‰

Газ Ядерное топливо Прочее Уголь

Рисунок 25. Потребление топливных ресурсов в электроэнергетике в 2020 году



45,6%

┌══════‰

││

││37,9%

││┌══════‰

││││

││13,8% ││

││┌══════‰ ││2,7%

││││││┌══════‰

┌══┴══════┴════┴══════┴══════┴══════┴══┴══════┴═‰

Газ Ядерное топливо Уголь Прочие

Рисунок 26. Планируемое потребление топливных ресурсов в электроэнергетике в 2026 году




Глава 34. ЭНЕРГООБЕСПЕЧЕНИЕ УДАЛЕННЫХ ТЕРРИТОРИЙ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


В регионе имеется ряд населенных пунктов, удаленных от сетей централизованного электроснабжения, с малой численностью населения. Перечень населенных пунктов, расположенных на территории Свердловской области, не охваченных на 1 марта 2021 года централизованным электроснабжением, представлен в таблице 28. Подключение их к централизованной электросети нецелесообразно в силу дороговизны, переселение населения этих населенных пунктов невозможно в связи с необходимостью сохранения существующего жизненного уклада, а обеспечение параметров комфортного существования на уровне среднеобластного предусмотрено в том числе Стратегией социально-экономического развития Свердловской области на 2016 - 2030 годы, утвержденной Законом Свердловской области от 21 декабря 2015 года N 151-ОЗ "О Стратегии социально-экономического развития Свердловской области на 2016 - 2030 годы".



Таблица 28



ПЕРЕЧЕНЬ НАСЕЛЕННЫХ ПУНКТОВ, РАСПОЛОЖЕННЫХ НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, НЕ ОХВАЧЕННЫХ НА 1 МАРТА 2021 ГОДА ЦЕНТРАЛИЗОВАННЫМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕМ

Номер строки

Наименование муниципального образования, расположенного на территории Свердловской области

Населенный пункт

1.

Город Нижний Тагил

д. Нижняя Ослянка

2.

Гаринский городской округ

с. Еремино, д. Шантальская, с. Шабурово, пос. Ликино, пос. Новый Вагиль

3.

Ивдельский городской округ

пос. Понил, пос. Митяево, пос. Суеватпауль, пос. Хандыбина Юрта, пос. Юрта Анямова, пос. Бахтиярова Юрта, пос. Ушма, пос. Массава, пос. Пакина, пос. Пристань, пос. Юркино

4.

Каменск-Уральский городской округ Свердловской области

д. Монастырка

5.

Махнёвское муниципальное образование

пос. Калач

6.

Туринский городской округ

с. Кумарьинское


При принятии решения об организации энергоснабжения удаленных территорий необходимо в каждом конкретном случае проводить технико-экономический анализ вариантов организации энергоснабжения. К альтернативе строительства электросетевых объектов можно отнести газификацию удаленных населенных пунктов (в том числе с использованием сжиженного природного газа, диметилового эфира) на базе когенерационных установок малой мощности, создание объектов малой генерации на древесных отходах или иных видах местного топлива.


Также необходимо учитывать, что при отказе от развития локальной малой генерации и сетевой инфраструктуры эксплуатация протяженных линий электропередачи с минимальным перетоком электрической энергии приведет к заметному росту тарифов на передачу электрической энергии для всех потребителей Свердловской области и снижению показателей эффективности работы электросетевого комплекса Свердловской области.


На территории Свердловской области имеются объективные предпосылки к развитию малой генерации, включая генерацию на местных видах топлива и генерацию на основе возобновляемых источников энергии, в том числе:


1) значительный промышленный и жилищно-коммунальный сегменты с центрами потребления электрической и тепловой энергии, не входящие в зону охвата существующих ТЭЦ;


2) наличие ряда населенных пунктов, удаленных от сетей централизованного электроснабжения, с малой численностью населения;


3) наличие собственного топливного потенциала, пригодного для замещения импортируемого топлива.


Также возможно использование следующего энергетического потенциала:


1) солнечного - для нагрева воды, электропитания потребителей и зарядки аккумуляторных батарей в период с апреля по сентябрь;


2) ветрового - для электропитания потребителей и зарядки аккумуляторных батарей в течение всего года с коэффициентом использования установленной мощности 0,15 - 0,2;


3) гидрологического - для электропитания потребителей и зарядки аккумуляторных батарей в течение безледного периода с коэффициентом использования установленной мощности 0,3 - 0,4;


4) теплового потенциала грунтовых вод и грунтов, а также очистных сооружений и теплых сбросов - для отопления в системах с тепловыми насосами, питаемыми электроэнергией от централизованной электрической сети.


Существуют также предпосылки для развития атомной энергетики на базе подземных атомных теплоэлектростанций средней и большой мощности.


Для вовлечения перечисленного потенциала энергоресурсов в топливно-энергетический баланс Свердловской области целесообразна разработка:


1) концепции и программы развития торфяного и биоэнергетического кластера со схемой-картой распределения запасов и потребностей в местных энергоресурсах с их логистической увязкой;


2) технико-экономического обоснования развития атомной энергетики Свердловской области на базе подземных атомных станций в районе городов Лесного, Новоуральска, Североуральска, имеющих энергоемкие производства;


3) программы использования собственных ресурсов природного газа;


4) программы развития малой гидроэнергетики и иных возобновляемых источников энергии (помимо биомассы и торфа) на территории Свердловской области.


Стратегической целью программ необходимо установить достижение к 2023 году доли энергетики на собственных ресурсах в ТЭБ Свердловской области не менее 17%, а к 2030 году - не менее 25%. В указанных программах целесообразно рассматривать возможность использования следующих перспективных технологий:


1) парогазовой установки на природном газе;


2) завода по сжижению природного газа для транспортировки в газовозах и последующей его регазификации для использования в котельных и на ТЭС Свердловской области;


3) газогенераторной парогазовой теплоэлектростанции на торфе;


4) завода по производству метанола или синтетического жидкого топлива из торфа;


5) технологий по использованию диметилового эфира.


Для решения задач по повышению уровня комфортного проживания граждан в населенных пунктах, указанных в таблице 28, а также в иных населенных пунктах с использованием объектов малой энергетики целесообразно проведение следующих мероприятий:


1) подготовки технико-экономических обоснований по способу энергообеспечения населенных пунктов (строительства электрических сетей или внедрения устройств локального энергообеспечения на базе перечня наилучших доступных технологий);


2) утверждения перечня населенных пунктов, в которых возможно создание опережающими темпами современных систем автономного электроснабжения;


3) разработки областной программы создания систем автономного энергообеспечения согласно разработанным технико-экономическим обоснованиям.



Глава 35. ИНФОРМАЦИЯ О КАДРОВЫХ РЕСУРСАХ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Среднесписочная численность работников организаций по виду экономической деятельности: обеспечение электрической энергией, газом и паром, кондиционирование воздуха - в 2020 году составила 50,4 тыс. человек, что ниже показателя 2019 года на 1,6%. Начисленная среднемесячная заработная плата по виду экономической деятельности: обеспечение электрической энергией, газом и паром, кондиционирование воздуха - в 2020 году составила 47,8 тыс. рублей, что выше показателя 2019 года на 6,5%.


Численность занятых на предприятиях электросетевого и генерирующего комплекса Свердловской области за 2020 год составила 24,4 тыс. человек при начисленной среднемесячной заработной плате 61,2 тыс. рублей.



Глава 36. ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ И НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Правительством Свердловской области в соответствии с Федеральным законом от 28 июня 2014 года N 172-ФЗ "О стратегическом планировании в Российской Федерации" определены этапы и стратегические направления развития электроэнергетического комплекса Свердловской области. Основными приоритетными направлениями развития энергетики Свердловской области на перспективу до 2030 года приняты:


1) вовлечение местных и возобновляемых энергоресурсов в топливно-энергетический баланс Свердловской области;


2) развитие малой и распределенной генерации на территории Свердловской области, особенно для решения проблем энергоснабжения удаленных населенных пунктов, не имеющих централизованного энергоснабжения;


3) поддержка внедрения энергоэффективных и энергосберегающих технологий, снижающих технические потери электроэнергии и затраты потребителей, в том числе бюджетных;


4) поддержка внедрения технологий, снижающих аварийность и повышающих надежность электроснабжения потребителей;


5) поддержка внедрения технологий для развития интеллектуальной энергетики.


Кроме того, Стратегия социально-экономического развития Свердловской области на 2016 - 2030 годы, утвержденная Законом Свердловской области от 21 декабря 2015 года N 151-ОЗ "О Стратегии социально-экономического развития Свердловской области на 2016 - 2030 годы", направлена на внедрение импортозамещающих технологий во всех отраслях экономики и создание высокопроизводительных рабочих мест.


Экспертным советом Министерства энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Свердловской области рассмотрен ряд инновационных проектов и технологических разработок, созданных и создаваемых усилиями уральских разработчиков, внедрение которых отвечает перечисленным направлениям и может быть поддержано Правительством Свердловской области. По итогам этой работы сформирован перечень перспективных технологий:


1) климатонезависимый биогазовый комплекс утилизации органических отходов БГУ-100 как автономный энергоисточник;


2) роботизированный комплекс "Канатоход" для диагностики воздушных линий электропередачи;


3) системы накопления электрической энергии на базе литийионных аккумуляторов;


4) автономные источники тока на базе твердооксидных топливных элементов АИТ-ТОТЭ;


5) мобильные электростанции на базе малогабаритной паровой турбины;


6) паровые турбины для привода механизмов собственных нужд, в том числе путем замены действующих электроприводов на энергопредприятиях для энергосбережения и повышения надежности работы;


7) силовые масляные трансформаторы с низкими потерями с магнитопроводом на базе аморфных сплавов.


Перечень будет дополняться по мере появления новых перспективных разработок.



Раздел 6. СУЩЕСТВУЮЩИЕ И ПЛАНИРУЕМЫЕ К СТРОИТЕЛЬСТВУ ГЕНЕРИРУЮЩИЕ ОБЪЕКТЫ, ФУНКЦИОНИРУЮЩИЕ НА ОСНОВЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ, В ОТНОШЕНИИ КОТОРЫХ ПРОДАЖА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ (МОЩНОСТИ) ПЛАНИРУЕТСЯ ИЛИ ОСУЩЕСТВЛЯЕТСЯ НА РОЗНИЧНЫХ РЫНКАХ


Перечень генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, отобранных по результатам конкурсного отбора (инвестиционные проекты на строительство генерирующих объектов), представлен в таблице 29. Указанные генерирующие объекты не входят в базовый прогнозный баланс и не учитываются при расчете режимно-балансовой ситуации.



Таблица 29



ПЕРЕЧЕНЬ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ, ФУНКЦИОНИРУЮЩИХ НА ОСНОВЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ, ОТОБРАННЫХ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ КОНКУРСНОГО ОТБОРА (ИНВЕСТИЦИОННЫЕ ПРОЕКТЫ НА СТРОИТЕЛЬСТВО ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ)

Номер строки

Показатели

Значения показателей

1.

Идентификационный номер квалифицированного генерирующего объекта

-

-

-

2.

Наименование квалифицированного генерирующего объекта

СВО-1

СВО-2

СВО-3

3.

Наименование организации - владельца генерирующего объекта, подавшего заявку на участие в конкурсном отборе

ООО "Хевел Региональная Генерация" (ООО "Хевел РГ")

4.

Планируемое (фактическое, если генерирующий объект введен в эксплуатацию) местонахождение генерирующего объекта с указанием муниципального образования

Свердловская область, Артинский городской округ

Свердловская область, Артинский городской округ

Свердловская область, Артинский городской округ

5.

Планируемая (фактическая, если генерирующий объект введен в эксплуатацию) установленная мощность генерирующего объекта, МВт

15

18

4,9

6.

Вид соответствующего генерирующего объекта

генерирующий объект, функционирующий на основе использования фотоэлектрического преобразования энергии солнца, со степенью локализации не менее 50%, но не более 70%

7.

Величина капитальных затрат на возведение 1 кВт установленной мощности генерирующего объекта, тыс. рублей (без НДС)

73500

73500

73500

8.

Срок возврата инвестированного капитала, лет

15

15

15

9.

Базовый уровень нормы доходности капитала, процентов

12

12

12

10.

Год, в котором проект был отобран на конкурсном отборе

2020

2020

2020

11.

Планируемая (фактическая, если генерирующий объект введен в эксплуатацию) дата ввода в эксплуатацию генерирующего объекта

декабрь 2021 года

декабрь 2021 года

декабрь 2021 года

12.

Дата, когда в отношении генерирующего объекта впервые установлена цена (тариф) на электрическую энергию (мощность)

по состоянию на 01.02.2021 не установлена



Приложение N 1
к схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на период 2022 - 2026 годов



ВОЗРАСТНАЯ СТРУКТУРА ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА 1 ФЕВРАЛЯ 2021 ГОДА*



* МВт с учетом перемаркировки.

Номер строки

Наименование электростанции, станционный номер, тип агрегата

Год ввода

Всего (МВт <*>)

До 1960 года (МВт <*>)

1961 - 1970 годы (МВт <*>)

1971 - 1980 годы (МВт <*>)

1981 - 1990 годы (МВт <*>)

1991 - 2000 годы (МВт <*>)

2001 - 2010 годы (МВт <*>)

2011 - 2020 годы (МВт <*>)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1.

Академическая ТЭЦ

228

228

1. ПГУ-230:

2016

- ТГ-1 (ГТУ) GT13E2

168

168

- ТГ-2 (ПТУ) КТ-63-7,7

60

60

2.

Верхотурская ГЭС

7

7

1. Ф-123 ВБ-160

1949

2,25

2,25

2. Ф-123 ВБ-160

1949

2,25

2,25

3. 123-ВБ-160

1951

2,5

2,5

3.

Белоярская АЭС

1485

600

885

4. К-200-130 М1

1980

200

200

5. К-200-130 М1

1980

200

200

6. К-200-130 М1

1980

200

200

7. К-880-130/3000

2015

885

885

4.

Верхнетагильская ГРЭС

1062,15

615

447,15

9. К-205-130

1964

205

205

10. К-205-130

1964

205

205

11. К-205-130

1964

205

205

12. ПГУ-420:

2017

- ТГ ГТУ SGT5-4000F

307,08

307,08

- ТГ ПТУ К-130-12,8

140,07

140,07

5.

Рефтинская ГРЭС

3800

300

3500

1. К-300-240

1970

300

300

2. К-300-240

1971

300

300

3. К-300-240

1971

300

300

4. К-300-240-2

1972

300

300

5. К-300-240-2

1974

300

300

6. К-300-240-2

1975

300

300

7. К-500-240-2

1977

500

500

8. К-500-240-2

1978

500

500

9. К-500-240-2

1979

500

500

10. К-500-240-2

1980

500

500

6.

Серовская ГРЭС

451

451

9. ПГУ-450: SGT5-4000F(4) "Siemens", SST5-3000 "Siemens"

2015

451

451

7.

Среднеуральская ГРЭС

1578,5

1148

11,5

419

6. Т-100-130

1965

100

100

7. Т-100-130

1966

100

100

8. P-38-130/34

1966

38

38

9. К-310-240-1

1969

310

310

10. Т-300-240-1

1969

300

300

11. Т-300-240-1

1970

300

300

12. ПГУ-410:

2011

- ТГ 12 ГТУ MS9001 FB PG9371 General Electric

281,2

281,2

- ТГ 12 ПТ Skoda MTD 60 CR КТ-140-13,3

137,8

137,8

ТГ-ГТРЭС. ТГУ-11,5

2003

11,5

11,5

8.

Нижнетуринская ГРЭС

484

484

1. ПГУ-230:

2015

- ГТ-1 GT13E2

179

179

- ПТ-1 КТ-63-7,7

63

63

2. ПГУ-230:

2015

- ГТ-1 GT13E2

177

177

- ПТ-1 КТ-63-7,7

65

65

9.

Качканарская ТЭЦ

50

25

25

1. ПР-25-90/10/1,2

1976

25

25

2. ПР-25-90/10/0,9

1968

25

25

10.

Первоуральская ТЭЦ

24

24

2. Р-6-35/10

1962

6

6

3. Р-6-35/3

1963

6

6

4. Р-6-35/10

1967

6

6

5. ПР-6-35/10/1,2

1969

6

6

11.

Свердловская ТЭЦ

24

12

12

2. ПР-12-34/10/1,0

1998

12

12

5. ПР-12-35/11/1,2

1958

12

12

12.

Красногорская ТЭЦ

121

121

1. Р-14-29/1,2

1939

14

14

2. Р-17-29/8

1939

17

17

4. Р-14-29/1,2

1941

14

14

5. Р-14-29/1,2

1941

14

14

6. Т-25-29/1,2

1941

25

25

9. Р-17-29/8

1944

17

17

10. Р-20-29/8

1957

20

20

13.

Богословская ТЭЦ

135,5

135,5

1. Р-20-29/7

1944

20

20

2. Р-20-29/7

1945

20

20

3. Р-10-29/7

1948

10

10

6. Т-33-31,5

1952

33

33

7. Р-41-31,5/1,7

1953

41

41

8. Р-6-31,5/7

1955

6

6

10. Р-5,5-31,5/7

1959

5,5

5,5

14.

Ново-Свердловская ТЭЦ

557

557

1. Т-110/120-130-4

1982

110

110

2. Т-110/120-130-4

1983

110

110

3. ТР-110-130

1984

110

110

4. Т-110/120-130-5

1986

110

110

5. Т-117/120-130-5

1987

117

117

15.

ТЭЦ НТМК

149,9

12

12

125,9

1. ПТ-29/35-2,9/1,0

2004

29

29

2а. Р-6,7-2,9/1,4

2002

6,7

6,7

2б. Р-6,7-2,9/1,4

2002

6,7

6,7

3. ПТ-30/40-2,9/1,0

2001

30

30

4. Р-12-2,9/0,7

2002

11,5

11,5

5. Р-12-8,9/3,0

1965

12

12

5б. Р-12-8,9/3,0

1975

12

12

6. ПТ-30/40-8,9/1,0

2002

30

30

7. ПТ-12/13-2,9/1,0

2005

12

12

16.

ТЭЦ УВЗ

108

44

12

22

30

1. ПТ-30/35-90/10-5

2009

30

30

3. АТ-25-1

1943

20

20

4. АП-25-1

1953

24

24

5. Р-12-90/33

1966

12

12

6. ПР-25/30-90/10/0,9

1985

22

22

17.

ТЭЦ Уральского турбомоторного завода

24

12

12

1. ПТ-12-35/10М

1942

12

12

2. АР-6-5

1963

6

6

3. АР-6-5

1964

6

6

18.

ТЭЦ ВИЗа

70,5

70,5

1. ПТ-25-90/10М

1973

23,5

23,5

2. ПР-25-90/10/0,9

1973

23,5

23,5

3. ПР-25-90/10/0,9

1974

23,5

23,5

19.

Режевская ГТ-ТЭЦ

18

18

1. ГТ-009

2007

9

9

2. ГТ-009

2007

9

9

20.

Екатеринбургская ГТ-ТЭЦ

18

18

1. ГТ-009М

2009

9

9

2. ГТ-009М

2009

9

9

21.

ТЭЦ Синарского трубного завода

12

12

4. Р-12-35/5М

1977

6

6

5. Р-12-35/5М

1977

6

6

22.

Энергокомплекс г. Нижние Серги

4,5

4,5

1. MWM TCG 2032B Vl6

2019

4,5

4,5

23.

ТЭЦ в г. Новоуральске

24,9

20,6

4,3

1. Р-4,3-34/2,3

2018

4,3

4,3

2. Р-4,3-34/2,3

1997

4,3

4,3

3. Р-4,3-34/2,3

1998

4,3

4,3

4. Р 6-35/10М-1

1994

6

6

5. Р 6-35/10М-1

1996

6

6

24.

Мини-ТЭЦ СУМЗ

21,5

21,5

1. MWM "TCG 2032 V16"

2014

4,3

4,3

2. MWM "TCG 2032 V16"

2014

4,3

4,3

3. MWM "TCG 2032 V16"

2014

4,3

4,3

4. MWM "TCG 2032 V16"

2014

4,3

4,3

5. MWM "TCG 2032 V16"

2014

4,3

4,3

25.

Богдановичская ТЭЦ

8,6

8,6

1. TCG-2032 V16

2014

4,3

4,3

2. TCG-2032 V16

2014

4,3

4,3

26.

Ревдинская ГТ-ТЭЦ

24

24

1. ГТ-009 МЭ

2017

6

6

2. ГТ-009 МЭ

2017

6

6

3. ГТ-009 МЭ

2017

6

6

4. ГТ-009 МЭ

2017

6

6

27.

Невьянская ТЭС

24,9

24,9

1. Wartsila 20V34SG

2017

8,3

8,3

2. Wartsila 20V34SG

2017

8,3

8,3

3. Wartsila 20V34SG

2017

8,3

8,3

28.

ГТЭС-4 АРП Сысерть

4

4

1. ГТУ-4П

2004

4

4

29.

ГТЭС АРП Арамиль

4

4

1. ГТУ-4П

2004

4

4

30.

Мини-ТЭЦ ПСЦМ АО "Уралэлектромедь"

2,4

2,4

1. Quanto D1200

2018

1,2

1,2

2. Quanto D1200

2018

1,2

1,2

31.

Энергоцентр "Березовский"

6,451

6,451

1. CAT CG 170-20

2020

1,983

1,983

2. CAT CG 260-16

2020

4,468

4,468

32.

ТЭЦ ПАО "НМЗ"

24,9

24,9

1. MWM TCG 2032 BV 16

2019

4,5

4,5

2. MWM TCG 2032 BV 16

2019

4,5

4,5

3. MWM TCG 2032 BV 16

2019

4,5

4,5

4. MWM TCG 2032 BV 16

2019

4,5

4,5

5. С6.9-4.0/0.22

2020

6,9

6,9

33.

Свердловская область

10557,701

331,5

2148

4219,5

579

32,6

211,4

3035,701

34.

АЭС

1485

600

885

ГЭС

7

7

ТЭС

9065,701

324,5

2148

3619,5

579

32,6

211,4

2150,701

35.

Доля, проценты

100

3,1

20,5

40,0

5,5

0,3

2,0

28,8



* МВт с учетом перемаркировки.



Приложение N 2
к схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на период 2022 - 2026 годов



ХАРАКТЕРИСТИКА ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО КОМПЛЕКСА ПО КЛАССАМ НАПРЯЖЕНИЯ НА 1 ФЕВРАЛЯ 2021 ГОДА

Номер строки

Показатель

Единица измерения

Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала

Филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

АО "ЕЭСК"

АО "Облкоммунэнерго"

1.

ПС 500 кВ

штук

5

0

0

0

2.

ПС (ПП) 220 кВ

штук

22

3

2

0

3.

ПС 110 кВ

штук

0

283

56

27

4.

ПС 35 кВ

штук

0

103

14

9

5.

ТП 10-6/0,4 кВ

штук

0

10555

2711

3674

6.

ЛЭП 500 кВ

км

1988

0

0

0

7.

ЛЭП 220 кВ

км

3359

56

0

0

8.

ЛЭП 110 кВ

км

4,6

10911

62

22

9.

ЛЭП 35-0,4 кВ

км

41

33495

7175

10280


Примечания:


1. Количество ПС приведено с учетом ПП.


2. Количество ПС приведено с учетом арендованных объектов.


3. Километраж ЛЭП приведен с учетом арендованных ЛЭП (участков ЛЭП).



Приложение N 3
к схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на период 2022 - 2026 годов



ПЕРЕЧЕНЬ СУЩЕСТВУЮЩИХ СРЕДСТВ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ С НОМИНАЛЬНЫМ НАПРЯЖЕНИЕМ 110 КВ И ВЫШЕ И ИХ ХАРАКТЕРИСТИКИ НА 1 ФЕВРАЛЯ 2021 ГОДА

Номер строки

Место установки

Диспетчерское наименование

Тип

Место коммутации, U ном

Число ступеней при дискретном регулировании

Реактивная мощность ступени номинальная/располагаемая (Мвар)

1

2

3

4

5

6

7

1.

Шунтирующие реакторы

2.

Рефтинская ГРЭС

Реактор ВЛ Южная

3 * РОДЦ-60000/500У1

ВЛ 500 кВ Южная - Рефтинская ГРЭС

1

180/180

3.

ПС 500 кВ Емелино

Р 500 кВ ВЛ ВотГЭС

3 * РОМ-60000/500-У1

ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Емелино

1

180/180

4.

ПС 500 кВ Исеть

Р-1-500

3 * РОМБСМ-60000/500 У1

2 СШ 500

1

180/180

5.

ПС 500 кВ Курчатовская

Р 500 кВ

3 * РОД-60000/500-У1

1 СШ 500 кВ

1

180/180

6.

Итого

720/720

7.

Батареи статических конденсаторов

8.

ПС 220 кВ Белка

БСК

БСК 110 кВ 52 Мвар (КЭК1-1,05-63-1У1)

1СШ 110 кВ

1

52/36,74

9.

ПС 220 кВ Ница

БСК 110 кВ

БСК 110 кВ 52 Мвар (КЭК1-1,05-63-1У1)

1СШ 110 кВ

1

52/37,65

10.

ПС 220 кВ Красноуфимская

БСК-1-110

БСК-110-26 УХЛ1 (КЭПФ-11,55-430-2УХЛ1)

1СШ 110 кВ

2

26/26

11.

БСК-2-110

2СШ 110 кВ

12.

ПС 220 кВ Травянская

БСК 110

БСК-110-52 УХЛ1 (КЭПФ-11,55-430-2УХЛ1)

2СШ 110 кВ

1

52/52

13.

ПС 110 кВ Михайловская

БСК-110

КС1-0,66-20У1

2СШ 110 кВ

1

48,72/33,52

14.

Итого

256,72/211,91



Приложение N 4
к схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на период 2022 - 2026 годов



ПЕРЕЧЕНЬ НАИБОЛЕЕ КРУПНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Номер строки

Наименование потребителя

Потребление за 2020 год

потребляемая мощность (МВт)

электрическая энергия (млн. кВт.ч)

1.

АО "ЕВРАЗ КГОК"

322,61

2046,14

2.

АО "Транснефть - Прикамье",

АО "Транснефть - Сибирь"

85,95

358,74

3.

ПАО "Уральский асбестовый горнообогатительный комбинат" (ПАО "Ураласбест")

62,05

292,98

4.

АО "Уральский электрохимический комбинат"

154,53

1232,11

5.

АО "НЛМК-УРАЛ"

194,34

1101,91

6.

ПАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА"

106,63

562,05

7.

АО "Уралэлектромедь"

51,07

496,05

8.

ООО "ВИЗ-Сталь"

63,18

391,68

9.

АО "Синарский трубный завод"

65,26

382,18

10.

ПАО "Надеждинский металлургический завод"

144,1

304,04

11.

ОАО "Каменск-Уральский металлургический завод"

53,59

376,22

12.

АО "Объединенная компания РУСАЛ Уральский алюминий" (в части БАЗ)

88,92

572,40

13.

АО "Первоуральский новотрубный завод"

185,24

990,83

14.

АО "Северский трубный завод"

168,72

795,09

15.

ОАО "РЖД"

297,63

1852,47



Приложение N 5
к схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на период 2022 - 2026 годов



ПЕРЕЧЕНЬ КРУПНЫХ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ СОГЛАСНО ДЕЙСТВУЮЩИМ ДОГОВОРАМ ОБ ОСУЩЕСТВЛЕНИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРИСОЕДИНЕНИЯ В ПЕРИОД 2020 - 2024 ГОДОВ

Номер строки

Наименование заявителя

Заявленная мощность (МВт)

Год ввода в эксплуатацию

1.

Более 10 МВт

2.

АО УК индустриального парка "Богословский"

50

2021

3.

АО "Святогор"

44

2023 (25 МВт);

2024 (44 МВт)

4.

ГКУ Свердловской области "Управление капитального строительства Свердловской области"

28,29948

2021 (2,262 МВт);

2022 (17,14948 МВт);

2024 (29,29948)

5.

АО "Уралэлектромедь"

25

2022

6.

АО Специализированный застройщик "Региональная строительная группа-Академическое" (квартал 16)

19,07

2023 (3,547 МВт);

2024 (4,33 МВт);

2025 (9,322 МВт);

2025 (19,066 МВт)

7.

АО "Святогор"

17

2023

8.

АО "Особая экономическая зона "Титановая долина"

16,3

2021 (4 МВт);

2023 (16,3 МВт)

9.

ООО "Промдевелопмент "Большебрусянское"

15

2024

10.

ООО "Синергия"

14,86

2021 (10,7314 МВт);

2023 (14,86 МВт)

11.

ОАО "РЖД" (ПС 110 кВ Бородовская)

14,24

2023

12.

ОАО "РЖД" (ПС 110 кВ Костриково)

14,24

2023

13.

ООО "Медно-рудная компания"

12,00

2021 (2 МВт);

2021 (7 МВт);

2022 (12 МВт)

14.

АО Специализированный застройщик "Региональная строительная группа-Академическое" (квартал 12)

11,506

2022 (3,498 МВт);

2023 (7,361 МВт);

2024 (9,646 МВт);

2025 (11,506 МВт)

15.

АО Специализированный застройщик "Региональная строительная группа-Академическое" (квартал 13)

11,506

2022 (3,498 МВт);

2023 (7,361 МВт);

2024 (9,646 МВт);

2025 (11,506 МВт)

16.

ООО "Терра Групп"

10,1

2017 - 2020 (введено 2,589 МВт);

2021 (7,511 МВт)



Приложение N 6
к схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на период 2022 - 2026 годов



ПЕРЕЧЕНЬ ВЫПОЛНЕННЫХ СХЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ МУНИЦИПАЛЬНЫХ ОБРАЗОВАНИЙ, РАСПОЛОЖЕННЫХ НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Номер строки

Наименование муниципального образования, расположенного на территории Свердловской области

Утверждение схемы теплоснабжения (да/нет); срок утверждения/планируемый срок в соответствии с графиком разработки; орган, принявший решение об утверждении схемы/графика

1

2

3

1.

Арамильский городской округ Свердловской области

да, 12.12.2013, Глава Администрации Арамильского городского округа Свердловской области

2.

Артемовский городской округ

да, 22.12.2020, Администрация Артемовского городского округа

3.

Артинский городской округ

да, 01.06.2020, Администрация Артинского городского округа

4.

Асбестовский городской округ

да, 04.06.2015, Администрация Асбестовского городского округа

5.

Ачитский городской округ

да, 20.06.2014, Администрация Ачитского городского округа

6.

Муниципальное образование Баженовское сельское поселение Байкаловского муниципального района Свердловской области

да, 15.05.2015, Глава Баженовского сельского поселения Байкаловского муниципального района Свердловской области

7.

Байкаловский муниципальный район Свердловской области

не требуется в связи с отсутствием полномочий

8.

Байкаловское сельское поселение Байкаловского муниципального района Свердловской области

да, 02.10.2013, Глава Байкаловского сельского поселения Байкаловского муниципального района Свердловской области

9.

Белоярский городской округ

да, 07.02.2013, Глава Белоярского городского округа

10.

Березовский городской округ

да, 20.06.2018, Администрация Березовского городского округа

11.

Бисертский городской округ

да, 17.10.2014, Администрация Бисертского городского округа

12.

Верхнесалдинский городской округ

да, 30.01.2019, Администрация Верхнесалдинского городского округа

13.

Городской округ Верхотурский

да, 11.02.2013, Администрация городского округа Верхотурский (с изменениями от 26.11.2019)

14.

Волчанский городской округ

да, 04.12.2019, Глава Волчанского городского округа

15.

Восточное сельское поселение Камышловского муниципального района Свердловской области

да, 05.09.2013, Глава Восточного сельского поселения Камышловского муниципального района Свердловской области

16.

Муниципальное образование "Галкинское сельское поселение"

да, 02.10.2014, Глава муниципального образования "Галкинское сельское поселение"

17.

Гаринский городской округ

да, 13.04.2015, Глава Гаринского городского округа (с изменениями от 09.02.2021)

18.

Городской округ ЗАТО Свободный Свердловской области

да, 26.04.2016, Дума городского округа ЗАТО Свободный Свердловской области

19.

Горноуральский городской округ

да, 21.01.2013, Администрация Горноуральского городского округа

20.

Город Нижний Тагил

да, 20.07.2016, Администрация города Нижний Тагил

21.

Городское поселение Верхние Серги Нижнесергинского муниципального района Свердловской области

да, 24.12.2013, Дума городского поселения Верхние Серги Нижнесергинского муниципального района Свердловской области

22.

Городской округ Верхняя Пышма

да, 09.11.2015, Администрация городского округа Верхняя Пышма (с изменениями от 13.04.2018)

23.

Городской округ "Город Лесной" Свердловской области

да, 12.05.2014, Администрация городского округа "Город Лесной" Свердловской области

24.

Городской округ Богданович

да, 26.06.2014, Глава городского округа Богданович

25.

Городской округ Верхнее Дуброво

да, 09.12.2013, Администрация городского округа Верхнее Дуброво

26.

Городской округ Верх-Нейвинский

да, 16.05.2013, Администрация городского округа Верх-Нейвинский

27.

Городской округ Верхний Тагил

да, 13.03.2015, Администрация городского округа Верхний Тагил

28.

Городской округ Верхняя Тура

да, 28.12.2018, Администрация Городского округа Верхняя Тура

29.

Городской округ Дегтярск

да, 31.01.2013, Дума городского округа Дегтярск

30.

Городской округ Заречный

да, 26.12.2013, Администрация городского округа Заречный

31.

Городской округ Карпинск

да, 08.12.2010, Глава городского округа Карпинск

32.

Городской округ Краснотурьинск

да, 02.09.2013, Администрация городского округа Краснотурьинск

33.

Городской округ Красноуральск

да, 23.12.2013, Администрация городского округа Красноуральск

34.

Городской округ Красноуфимск Свердловской области

да, 31.12.2013, Глава городского округа Красноуфимск Свердловской области

35.

Городской округ Нижняя Салда

да, 24.12.2012, Глава городского округа Нижняя Салда

36.

Городской округ Пелым

да, 20.06.2014, Дума городского округа Пелым

37.

Городской округ Первоуральск

да, 05.06.2018, Администрация городского округа Первоуральск (с изменениями от 18.07.2018)

38.

Городской округ Ревда

да, 13.03.2014, Администрация городского округа Ревда

39.

Городской округ Рефтинский

да, 05.02.2021, Глава городского округа Рефтинский

40.

Городской округ Среднеуральск

да, 18.07.2014, Администрация городского округа Среднеуральск (с изменениями от 23.10.2020)

41.

Городской округ Староуткинск

да, 24.04.2015, Администрация городского округа Староуткинск

42.

Городской округ Сухой Лог

да, 20.01.2014, Глава городского округа Сухой Лог

43.

Дружининское городское поселение Нижнесергинского муниципального района Свердловской области

да, 28.05.2014, Дума Дружининского городского поселения Нижнесергинского муниципального района Свердловской области

44.

Муниципальное образование "Зареченское сельское поселение" Камышловского муниципального района Свердловской области

да, 26.06.2014, Дума муниципального образования "Зареченское сельское поселение" Камышловского муниципального района Свердловской области

45.

Ивдельский городской округ

да, 10.09.2013, Администрация Ивдельского городского округа

46.

Ирбитское муниципальное образование

да, 29.05.2014, Администрация Ирбитского муниципального образования

47.

Калиновское сельское поселение Камышловского муниципального района Свердловской области

да, 22.03.2013, Глава Калиновского сельского поселения Камышловского муниципального района Свердловской области

48.

Каменский городской округ

да, 10.09.2014, Глава Каменского городского округа

49.

Камышловский городской округ Свердловской области

да, 12.01.2015, Администрация Камышловского городского округа Свердловской области

50.

Камышловский муниципальный район Свердловской области

не требуется в связи с отсутствием полномочий

51.

Качканарский городской округ Свердловской области

да, 28.04.2014, Администрация Качканарского городского округа Свердловской области

52.

Кировградский городской округ

да, 19.02.2015, Администрация Кировградского городского округа

53.

Кленовское сельское поселение Нижнесергинского муниципального района Свердловской области

не требуется

54.

Краснополянское сельское поселение Байкаловского муниципального района Свердловской области

да, 29.08.2014, Глава Краснополянского сельского поселения Байкаловского муниципального района Свердловской области

55.

Кузнецовское сельское поселение Таборинского муниципального района Свердловской области

не требуется

56.

Кушвинский городской округ

да, 24.10.2013, Администрация Кушвинского городского округа

57.

Малышевский городской округ

да, 03.09.2013, Глава Малышевского городского округа

58.

Махнёвское муниципальное образование

да, 21.12.2015, Администрация Махнёвского муниципального образования

59.

Городское поселение Михайловское муниципальное образование Нижнесергинского муниципального района Свердловской области

да, 25.03.2014, Администрация городского поселения Михайловское муниципальное образование Нижнесергинского муниципального района Свердловской области

60.

Муниципальное образование "город Екатеринбург"

да, 26.10.2018, Министерство энергетики Российской Федерации

61.

Городской округ ЗАТО Уральский Свердловской области

да, 25.11.2013, Администрация городского округа ЗАТО Уральский Свердловской области

62.

Муниципальное образование Алапаевское

да, 03.11.2015, Администрация муниципального образования Алапаевское

63.

Каменск-Уральский городской округ Свердловской области

да, 31.10.2014, Администрация Каменск-Уральского городского округа Свердловской области

64.

Муниципальное образование город Алапаевск

да, 10.02.2014, Администрация Муниципального образования город Алапаевск

65.

Городской округ "город Ирбит" Свердловской области

да, 23.09.2013, Администрация городского округа "город Ирбит" Свердловской области

66.

Муниципальное образование Красноуфимский округ

да, 13.02.2014, Администрация муниципального образования Красноуфимский округ

67.

Городское поселение Атиг Нижнесергинского муниципального района Свердловской области

да, 28.08.2013, Администрация городского поселения Атиг Нижнесергинского муниципального района Свердловской области

68.

Невьянский городской округ

да, 29.10.2013, Администрация Невьянского городского округа

69.

Нижнесергинский муниципальный район Свердловской области

не требуется в связи с отсутствием полномочий

70.

Нижнесергинское городское поселение Нижнесергинского муниципального района Свердловской области

да, 14.04.2014, Глава Нижнесергинского городского поселения Нижнесергинского муниципального района Свердловской области

71.

Нижнетуринский городской округ

да, 11.07.2018, Администрация Нижнетуринского городского округа

72.

Ницинское сельское поселение Слободо-Туринского муниципального района Свердловской области

да, 14.01.2014, Администрация Ницинского сельского поселения Слободо-Туринского муниципального района Свердловской области

73.

Новолялинский городской округ

да, 30.04.2014, Глава Новолялинского городского округа

74.

Новоуральский городской округ Свердловской области

да, 03.11.2010, Администрация Новоуральского городского округа Свердловской области

75.

Муниципальное образование "Обуховское сельское поселение"

да, 21.01.2014, Глава муниципального образования "Обуховское сельское поселение"

76.

Полевской городской округ

да, 14.11.2014, Администрация Полевского городского округа

77.

Пышминский городской округ

да, 21.04.2014, Администрация Пышминского городского округа

78.

Режевской городской округ

да, 10.12.2013, Администрация Режевского городского округа

79.

Североуральский городской округ

да, 22.07.2014, Администрация Североуральского городского округа

80.

Серовский городской округ

да, 21.01.2014, Администрация Серовского городского округа

81.

Сладковское сельское поселение Слободо-Туринского муниципального района Свердловской области

да, 14.11.2013, Глава Сладковского сельского поселения Слободо-Туринского муниципального района Свердловской области

82.

Слободо-Туринский муниципальный район Свердловской области

не требуется в связи с отсутствием полномочий

83.

Слободо-Туринское сельское поселение Слободо-Туринского муниципального района Свердловской области

да, 07.04.2014, Администрация Слободо-Туринского сельского поселения Слободо-Туринского муниципального района Свердловской области

84.

Сосьвинский городской округ

да, 22.04.2015, Администрация Сосьвинского городского округа

85.

Сысертский городской округ

да, 21.11.2014, Администрация Сысертского городского округа

86.

Таборинский муниципальный район Свердловской области

не требуется в связи с отсутствием полномочий

87.

Таборинское сельское поселение Таборинского муниципального района Свердловской области

да, 15.09.2014, Глава Таборинского сельского поселения Таборинского муниципального района Свердловской области

88.

Тавдинский городской округ

да, 05.09.2014, Администрация Тавдинского городского округа

89.

Талицкий городской округ

да, 13.10.2014, Администрация Талицкого городского округа (с изменениями от 19.10.2017)

90.

Тугулымский городской округ

да, 30.01.2015, Администрация Тугулымского городского округа

91.

Туринский городской округ

да, 17.10.2013, Глава Туринского городского округа

92.

Унже-Павинское сельское поселение Таборинского муниципального района Свердловской области

не требуется

93.

Усть-Ницинское сельское поселение Слободо-Туринского муниципального района Свердловской области

да, 20.11.2013, Администрация Усть-Ницинского сельского поселения Слободо-Туринского муниципального района Свердловской области

94.

Шалинский городской округ

да, 24.03.2014, Администрация Шалинского городского округа

95.

Итого

96.

Схема разработана

86

97.

Не требуется разработка

8

98.

Схема не разработана

0



Приложение N 7
к схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на период 2022 - 2026 годов



ОБЪЕМЫ И СТРУКТУРА МОДЕРНИЗАЦИИ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ И (ИЛИ) ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Номер строки

Электростанция (станционный номер, тип турбины)

Генерирующая компания

Вид топлива

Тип мощности

2021 год

2022 год

2023 год

2024 год

2025 год

2026 год

2021 - 2026 годы

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1.

Рефтинская ГРЭС

АО "Кузбассэнерго"

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2.

1 К-300-240

-

до модернизации

-

-

-

-

-

300,0 МВт

300,0 МВт

3.

-

после модернизации

-

-

-

-

-

315,0 МВт

315,0 МВт

4.

-

изменение мощности

-

-

-

-

-

15,0 МВт

15,0 МВт

5.

Среднеуральская ГРЭС

ПАО "Энел Россия"

-

-

-

-

-

-

-

-

-

6.

6 Т-100-130

газ

до модернизации

-

-

-

-

100,0 МВт

-

100,0 МВт

7.

-

после модернизации

-

-

-

-

120,0 МВт

-

120,0 МВт

8.

-

изменение мощности

-

-

-

-

20,0 МВт

-

20,0 МВт

9.

7 Т-100-130

газ

до модернизации

-

-

-

-

100,0 МВт

-

100,0 МВт

10.

-

после модернизации

-

-

-

-

120,0 МВт

-

120,0 МВт

11.

-

изменение мощности

-

-

-

-

20,0 МВт

-

20,0 МВт

12.

Всего по станции

-

-

-

-

-

-

-

-

-

13.

До модернизации

-

-

-

-

-

-

200,0 МВт

300,0 МВт

500,0 МВт

14.

После модернизации

-

-

-

-

-

-

240,0 МВт

315,0 МВт

555,0 МВт

15.

Изменение мощности

-

-

-

-

-

-

40,0 МВт

15,0 МВт

55,0 МВт



Приложение N 8
к схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на период 2022 - 2026 годов



ПЕРЕЧЕНЬ ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ПРИСОЕДИНЕНИЕ ЭНЕРГОПРИНИМАЮЩИХ УСТРОЙСТВ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ, УЧТЕННЫХ ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ ОБЪЕМА МЕРОПРИЯТИЙ ПО РЕКОНСТРУКЦИИ ОБЪЕКТОВ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО ХОЗЯЙСТВА

Номер строки

Центр питания

Заявитель

Сетевая организация

Величина присоединяемой максимальной мощности (МВт)

Дата утверждения ТУ (дата заключения договора на ТП)

Номер договора на ТП

Год ввода энергопринимающих устройств

Срок действия ТУ (договора на ТП)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1.

ПС 110 кВ Алмазная

ООО "Специализированный застройщик "ССК Триумф"

АО "ЕЭСК"

0,15

24.11.2020

42141

2021

24.05.2021

2.

ПС 110 кВ Алмазная

ООО "Специализированный застройщик "ССК Триумф"

АО "ЕЭСК"

0,08

25.11.2020

42148

2021

25.11.2021

3.

ПС 110 кВ Алмазная

ООО "Специализированный застройщик "ССК Триумф"

АО "ЕЭСК"

0,15

25.11.2020

42153

2021

25.11.2021

4.

ПС 110 кВ Алмазная

ООО "БЛОК"

АО "ЕЭСК"

0,1

18.07.2019

36050

2021

18.07.2021

5.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

16.12.2015

22756

2021

03.06.2021

6.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

19.07.2019

36286

2021

30.01.2021

7.

ПС 110 кВ Алмазная

АО "Корпорация "Атомстройкомплекс"

АО "ЕЭСК"

0,65

10.10.2019

36880

2021

31.10.2021

8.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,002

28.10.2019

37414

2021

28.05.2021

9.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,005

28.10.2019

37430

2021

28.05.2021

10.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

07.11.2019

37615

2022

16.12.2022

11.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

17.11.2019

37624

2021

17.11.2021

12.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,03

21.11.2019

37801

2021

12.12.2021

13.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

03.12.2019

37816

2021

03.12.2021

14.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

05.12.2019

37938

2021

05.03.2021

15.

ПС 110 кВ Алмазная

АО "Корпорация "Атомстройкомплекс"

АО "ЕЭСК"

0,8917

07.02.2014

13448

2021

15.09.2021

16.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,006

03.02.2020

38556

2021

03.02.2021

17.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

25.09.2018

32423

2021

30.03.2021

18.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

28.08.2018

32424

2021

01.01.2021

19.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

27.09.2018

32425

2022

11.12.2022

20.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

19.11.2018

32428

2021

18.06.2021

21.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

19.11.2018

32429

2022

23.11.2022

22.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,005

18.02.2020

38613

2021

01.01.2021

23.

ПС 110 кВ Алмазная

ООО "Вертикаль-Урал"

АО "ЕЭСК"

0,015

18.03.2020

39030

2022

14.05.2022

24.

ПС 110 кВ Алмазная

ООО "Строительная Компания "Уралкомплект"

АО "ЕЭСК"

0,81

24.12.2018

33349

2022

13.03.2022

25.

ПС 110 кВ Алмазная

ООО "АйТауэр"

АО "ЕЭСК"

0,015

22.05.2020

39512

2021

22.11.2021

26.

ПС 110 кВ Алмазная

ООО "АйТауэр"

АО "ЕЭСК"

0,015

22.05.2020

39540

2021

22.11.2021

27.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,005

15.06.2020

39908

2021

30.03.2021

28.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.06.2020

40064

2021

23.12.2021

29.

ПС 110 кВ Алмазная

ООО "АйТауэр"

АО "ЕЭСК"

0,015

21.07.2020

40110

2021

21.01.2021

30.

ПС 110 кВ Алмазная

АО "Корпорация "Атомстройкомплекс"

АО "ЕЭСК"

0,015

08.07.2020

40204

2021

29.07.2021

31.

ПС 110 кВ Алмазная

ООО "Уктусские бани"

АО "ЕЭСК"

0,15

07.08.2020

40427

2021

07.02.2021

32.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

03.09.2020

41138

2021

03.03.2021

33.

ПС 110 кВ Алмазная

ЗАО "Специализированное Монтажное Управление N 5"

АО "ЕЭСК"

0,31

04.08.2014

16195

2021

20.05.2021

34.

ПС 110 кВ Алмазная

МАУ "Физкультурно-оздоровительный комплекс "АЙС"

АО "ЕЭСК"

0,015

24.11.2020

41291

2021

24.05.2021

35.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

15.09.2020

41301

2022

02.11.2022

36.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,006

19.09.2020

41391

2022

05.11.2022

37.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,03

28.05.2019

35399

2022

03.05.2022

38.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,005

13.10.2020

41652

2021

13.04.2021

39.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

09.10.2020

41716

2021

09.04.2021

40.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

04.07.2019

35782

2021

30.10.2021

41.

ПС 110 кВ Алмазная

ООО "Интерхолдинг "Фарадей", ООО "Компания ГрандСервис-Ек"

АО "ЕЭСК"

1,51

02.07.2019

35789

2021

02.07.2021

42.

ПС 110 кВ Алмазная

ООО "Нижнеисетский пруд"

АО "ЕЭСК"

3,2

29.12.2020

41675

2022

29.12.2022

43.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,007

06.10.2017

29026

2022

11.11.2022

44.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,045

01.07.2019

35838

2021

28.03.2021

45.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

17.06.2019

35845

2021

31.01.2021

46.

ПС 110 кВ Горный Щит

СНТ "Родник"

АО "ЕЭСК"

0,015

27.06.2019

35852

2021

27.06.2021

47.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

10.11.2020

41958

2021

10.05.2021

48.

ПС 110 кВ Горный Щит

СНТ "Зеленый бор" при в/ч 31701

АО "ЕЭСК"

0,015

24.12.2020

41959

2021

24.06.2021

49.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.11.2020

41978

2021

06.05.2021

50.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

02.11.2020

41982

2021

02.05.2021

51.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

05.11.2020

41983

2021

05.05.2021

52.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

05.11.2020

41987

2021

05.05.2021

53.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

04.11.2020

41991

2021

04.05.2021

54.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.11.2020

41996

2021

06.05.2021

55.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

05.11.2020

41997

2021

05.05.2021

56.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

30.11.2020

42010

2021

30.05.2021

57.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

09.11.2020

42019

2021

09.05.2021

58.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.11.2020

42021

2021

23.05.2021

59.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.11.2020

42025

2021

23.05.2021

60.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

16.11.2020

42030

2021

21.06.2021

61.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.11.2020

42031

2021

14.06.2021

62.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

25.11.2020

42045

2021

25.05.2021

63.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.11.2020

42050

2021

24.05.2021

64.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,03

19.11.2020

42051

2021

19.11.2021

65.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

14.11.2017

29187

2021

28.01.2021

66.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,01

17.12.2020

42088

2021

17.12.2021

67.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

28.11.2020

42094

2021

28.05.2021

68.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

28.11.2020

42107

2021

28.05.2021

69.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

16.11.2020

42136

2021

16.05.2021

70.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.11.2020

42152

2021

23.05.2021

71.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

20.11.2020

42172

2021

20.05.2021

72.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

01.12.2020

42175

2021

01.06.2021

73.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

21.11.2020

42177

2021

21.05.2021

74.

ПС 110 кВ Горный Щит

ООО "Производственно-комплектовочное предприятие "Энергоснабкомплект"

АО "ЕЭСК"

0,2

25.12.2020

42184

2021

25.12.2021

75.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

11.12.2020

42213

2021

11.12.2021

76.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,58

03.09.2019

36063

2021

03.09.2021

77.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

10.07.2019

36064

2021

10.07.2021

78.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

05.07.2019

36137

2021

31.01.2021

79.

ПС 110 кВ Горный Щит

СНТ Свердловского ОПХ п. Сысерть

АО "ЕЭСК"

0,292

22.07.2019

36138

2021

23.10.2021

80.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

02.12.2020

42227

2021

02.06.2021

81.

ПС 110 кВ Горный Щит

ООО "Производственно-комплектовочное предприятие "Энергоснабкомплект"

АО "ЕЭСК"

0,015

01.12.2020

42249

2021

01.06.2021

82.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

01.12.2020

42258

2021

01.06.2021

83.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,01

16.12.2020

42302

2021

16.06.2021

84.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

03.12.2020

42315

2021

03.06.2021

85.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

20.12.2020

42322

2021

20.06.2021

86.

ПС 110 кВ Горный Щит

ООО "Янтарная линия"

АО "ЕЭСК"

0,15

01.12.2017

29366

2021

28.03.2021

87.

ПС 110 кВ Горный Щит

ИП Соломонов Виктор Владимирович

АО "ЕЭСК"

0,15

01.12.2017

29371

2021

28.04.2021

88.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

12.08.2019

36164

2021

30.04.2021

89.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

14.07.2019

36175

2021

14.07.2021

90.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

11.07.2019

36188

2022

29.04.2022

91.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,006

21.12.2020

42372

2021

21.12.2021

92.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

17.12.2020

42427

2021

17.06.2021

93.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

17.12.2020

42448

2021

17.06.2021

94.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

17.12.2020

42456

2021

17.12.2021

95.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

17.12.2020

42475

2021

17.06.2021

96.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

16.12.2020

42491

2021

16.06.2021

97.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.12.2020

42496

2021

23.06.2021

98.

ПС 110 кВ Горный Щит

ООО "Производственно-комплектовочное предприятие "Энергоснабкомплект"

АО "ЕЭСК"

0,015

25.12.2020

42519

2021

18.01.2021

99.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

22.12.2020

42544

2021

22.06.2021

100.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

25.07.2019

36329

2021

30.01.2021

101.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

26.01.2018

29603

2021

26.01.2021

102.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,02

21.08.2019

36385

2021

30.09.2021

103.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

30.07.2019

36391

2021

28.02.2021

104.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.12.2015

22981

2021

01.01.2021

105.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

20.12.2017

29767

2021

31.01.2021

106.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

26.12.2017

29796

2021

31.01.2021

107.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

07.08.2019

36476

2021

31.03.2021

108.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

09.01.2018

29944

2021

09.01.2021

109.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

16.01.2018

29950

2021

16.01.2021

110.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.02.2018

29967

2021

06.02.2021

111.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

09.01.2018

29972

2021

09.01.2021

112.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

18.01.2018

29977

2021

18.01.2021

113.

ПС 110 кВ Горный Щит

МКУ "Городское благоустройство"

АО "ЕЭСК"

0,02375

09.09.2019

36605

2021

30.11.2021

114.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,1107

16.04.2018

30136

2021

16.04.2021

115.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,34

16.04.2018

30138

2021

16.04.2021

116.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

22.08.2019

36641

2021

28.02.2021

117.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

27.08.2019

36674

2021

28.04.2021

118.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.03.2016

23313

2021

09.04.2021

119.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.03.2018

30174

2021

06.03.2021

120.

ПС 110 кВ Горный Щит

ООО "Товаров"

АО "ЕЭСК"

0,15

17.04.2018

30255

2021

17.04.2021

121.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

27.09.2019

36747

2021

31.03.2021

122.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

04.03.2016

23355

2021

20.03.2021

123.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,012

13.03.2018

30379

2021

26.02.2021

124.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

30.09.2019

36876

2021

30.09.2021

125.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

18.09.2019

36966

2021

18.09.2021

126.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

14.09.2019

36972

2021

30.03.2021

127.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

22.03.2016

23708

2021

19.09.2021

128.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

09.04.2018

30601

2021

09.04.2021

129.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

17.09.2019

36999

2021

25.02.2021

130.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

17.09.2019

37006

2021

20.01.2021

131.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

22.09.2019

37029

2021

30.06.2021

132.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

27.09.2019

37081

2022

02.09.2022

133.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,012

07.05.2018

30749

2021

30.05.2021

134.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

04.10.2019

37118

2021

04.10.2021

135.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0075

02.10.2019

37140

2021

30.03.2021

136.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

1

16.11.2011

6993-с

2026

18.07.2026

137.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

22.05.2018

30859

2021

22.05.2021

138.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.04.2018

30916

2021

24.04.2021

139.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,1

11.05.2018

30939

2021

11.05.2021

140.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,15

18.05.2018

30961

2021

30.06.2021

141.

ПС 110 кВ Горный Щит

ИП Заговалко Вероника Михайловна

АО "ЕЭСК"

0,03

14.05.2018

30973

2021

14.05.2021

142.

ПС 110 кВ Горный Щит

ИП Заговалко Вероника Михайловна

АО "ЕЭСК"

0,03

14.05.2018

30974

2021

14.05.2021

143.

ПС 110 кВ Горный Щит

ИП Заговалко Вероника Михайловна

АО "ЕЭСК"

0,03

14.05.2018

30977

2021

14.05.2021

144.

ПС 110 кВ Горный Щит

ИП Заговалко Вероника Михайловна

АО "ЕЭСК"

0,03

14.05.2018

30983

2021

14.05.2021

145.

ПС 110 кВ Горный Щит

ИП Заговалко Вероника Михайловна

АО "ЕЭСК"

0,03

14.05.2018

30984

2021

14.05.2021

146.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

21.10.2019

37373

2021

21.10.2021

147.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

20.10.2019

37376

2021

25.03.2021

148.

ПС 110 кВ Горный Щит

СНТ "Горнощитский"

АО "ЕЭСК"

0,81

17.05.2016

24134

2021

27.05.2021

149.

ПС 110 кВ Горный Щит

ПК комфортабельного индивидуального жилья "Загородный поселок Удачный"

АО "ЕЭСК"

0,006

23.05.2018

31098

2022

25.03.2022

150.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0055

28.10.2019

37449

2021

25.03.2021

151.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

01.06.2018

31144

2021

01.06.2021

152.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

25.11.2019

37510

2021

01.01.2021

153.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

30.10.2019

37525

2021

01.01.2021

154.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

05.11.2019

37531

2021

31.01.2021

155.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,014

04.12.2013

12896

2022

04.02.2022

156.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

08.11.2019

37614

2021

25.04.2021

157.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

14.11.2019

37637

2021

14.11.2021

158.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

28.11.2019

37661

2021

28.04.2021

159.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,5355

19.06.2018

31386

2022

30.07.2022

160.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

18.06.2018

31446

2022

19.05.2022

161.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

18.06.2018

31453

2022

19.06.2022

162.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

18.06.2018

31459

2021

18.06.2021

163.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

14.11.2019

37704

2021

14.11.2021

164.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

29.06.2018

31465

2021

29.06.2021

165.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

29.06.2018

31471

2021

29.06.2021

166.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

09.07.2018

31472

2021

09.07.2021

167.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

29.06.2018

31474

2021

29.06.2021

168.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

29.06.2018

31475

2021

29.06.2021

169.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

28.06.2018

31477

2022

30.07.2022

170.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

29.06.2018

31478

2021

29.06.2021

171.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

29.06.2018

31479

2021

29.06.2021

172.

ПС 110 кВ Горный Щит

ИП Пискун Галина Николаевна

АО "ЕЭСК"

0,3

03.07.2018

31523

2022

22.10.2022

173.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.12.2019

37847

2021

31.05.2021

174.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.12.2019

37849

2021

31.05.2021

175.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.12.2019

37850

2021

31.05.2021

176.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.12.2019

37853

2021

31.05.2021

177.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.12.2019

37854

2021

31.05.2021

178.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.12.2019

37856

2021

31.05.2021

179.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.12.2019

37857

2021

31.05.2021

180.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.12.2019

37859

2021

31.05.2021

181.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.12.2019

37862

2021

31.05.2021

182.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,014

06.11.2014

18365

2021

15.01.2021

183.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

29.06.2016

24672

2021

28.11.2021

184.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

11.07.2018

31730

2022

28.02.2022

185.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,16

20.12.2019

38044

2021

31.05.2021

186.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

11.12.2019

38062

2021

31.01.2021

187.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

11.12.2019

38076

2021

31.01.2021

188.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

26.12.2019

38150

2021

28.02.2021

189.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

26.12.2019

38153

2021

28.02.2021

190.

ПС 110 кВ Горный Щит

ООО "ЦКА-Монтаж"

АО "ЕЭСК"

0,1

14.01.2020

38201

2021

14.01.2021

191.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

20.07.2018

32028

2021

28.03.2021

192.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.07.2018

32048

2021

28.03.2021

193.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.02.2014

13798

2021

19.12.2021

194.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

22.08.2016

25148

2021

28.10.2021

195.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

1,49

18.08.2016

25174

2021

30.01.2021

196.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

25.07.2018

32081

2021

13.12.2021

197.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

30.07.2018

32161

2021

01.01.2021

198.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

14.01.2020

38357

2021

20.05.2021

199.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

14.01.2020

38358

2021

20.05.2021

200.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

14.01.2020

38359

2021

20.05.2021

201.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

14.01.2020

38360

2021

20.05.2021

202.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

14.01.2020

38370

2021

20.03.2021

203.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

14.01.2020

38371

2021

20.03.2021

204.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

14.01.2020

38372

2021

20.03.2021

205.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.08.2018

32175

2021

31.01.2021

206.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

29.01.2020

38426

2021

28.02.2021

207.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.01.2020

38433

2021

30.03.2021

208.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.01.2020

38452

2021

31.01.2021

209.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.01.2020

38456

2021

28.03.2021

210.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,06

23.05.2014

14032

2021

08.07.2021

211.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,014

30.01.2020

38524

2021

25.05.2021

212.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

03.02.2020

38558

2021

01.01.2021

213.

ПС 110 кВ Горный Щит

ДНТ "Зеленый бор - 2"

АО "ЕЭСК"

0,015

04.02.2020

38565

2021

30.03.2021

214.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

27.02.2020

38587

2021

27.02.2021

215.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

27.09.2016

25548

2021

28.10.2021

216.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

04.10.2016

25581

2021

04.09.2021

217.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

18.09.2018

32450

2021

28.02.2021

218.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

27.02.2020

38605

2021

27.02.2021

219.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

02.03.2020

38652

2021

02.03.2021

220.

ПС 110 кВ Горный Щит

ДНТ "Зеленый бор - 2"

АО "ЕЭСК"

0,015

18.02.2020

38659

2021

28.02.2021

221.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

28.02.2020

38685

2021

28.02.2021

222.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

12.01.2015

19222

2022

05.02.2022

223.

ПС 110 кВ Горный Щит

ООО "Специализированный застройщик "Уральская ЭкоДолина"

АО "ЕЭСК"

1,87

31.10.2016

25683

2021

03.10.2021

224.

ПС 110 кВ Горный Щит

ИП Заговалко Вероника Михайловна

АО "ЕЭСК"

0,03

28.08.2018

32545

2021

14.05.2021

225.

ПС 110 кВ Горный Щит

ИП Заговалко Вероника Михайловна

АО "ЕЭСК"

0,03

28.08.2018

32546

2021

14.05.2021

226.

ПС 110 кВ Горный Щит

ИП Заговалко Вероника Михайловна

АО "ЕЭСК"

0,03

28.08.2018

32547

2021

14.05.2021

227.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

02.09.2018

32562

2021

30.03.2021

228.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,01

21.02.2020

38716

2021

30.03.2021

229.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

28.02.2020

38735

2021

30.03.2021

230.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.02.2020

38746

2021

23.02.2021

231.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

2

10.02.2015

19496

2021

13.07.2021

232.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

27.02.2020

38857

2021

31.01.2021

233.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

04.03.2020

38877

2021

25.03.2021

234.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

14.11.2016

25917

2021

14.12.2021

235.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

10.03.2020

38898

2022

17.04.2022

236.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

12.03.2020

38917

2021

31.01.2021

237.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,01

06.03.2020

38990

2022

06.03.2022

238.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,02

12.05.2020

39001

2021

12.05.2021

239.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

2

23.03.2015

19496

2022

14.02.2022

240.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

21.09.2018

32945

2021

21.09.2021

241.

ПС 110 кВ Горный Щит

муниципальное специализированное автономное учреждение "Екатеринбургское лесничество"

АО "ЕЭСК"

0,15

23.12.2016

26210

2021

31.01.2021

242.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

24.03.2020

39137

2021

31.01.2021

243.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

19.03.2020

39165

2021

01.01.2021

244.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.03.2020

39207

2021

28.02.2021

245.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,586

07.05.2014

14753

2022

20.11.2022

246.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,35

29.04.2014

14805

2022

14.02.2022

247.

ПС 110 кВ Горный Щит

ООО "Центр Горный щит"

АО "ЕЭСК"

0,081

24.04.2020

39277

2021

24.04.2021

248.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.04.2020

39283

2021

11.01.2021

249.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

16.04.2020

39371

2021

01.01.2021

250.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.10.2018

33343

2021

16.01.2021

251.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

19.05.2020

39507

2021

31.03.2021

252.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

03.05.2020

39538

2021

01.01.2021

253.

ПС 110 кВ Горный Щит

ДНТ "Зеленый бор - 2"

АО "ЕЭСК"

0,015

15.05.2020

39545

2021

31.03.2021

254.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

08.02.2017

26535

2022

27.01.2022

255.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

01.02.2017

26600

2022

12.02.2022

256.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

12.05.2020

39591

2021

31.01.2021

257.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,356

22.04.2015

20115

2022

20.11.2022

258.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,014

20.02.2017

26769

2022

23.04.2022

259.

ПС 110 кВ Горный Щит

СНТ "Луч"

АО "ЕЭСК"

0,08

07.12.2018

33577

2021

31.01.2021

260.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

13.11.2018

33590

2021

31.01.2021

261.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

27.11.2018

33599

2021

01.01.2021

262.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

21.11.2018

33675

2021

20.01.2021

263.

ПС 110 кВ Горный Щит

ООО ПКФ "Калугин и Компания"

АО "ЕЭСК"

0,15

23.07.2020

39695

2021

23.01.2021

264.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,074

22.09.2020

39729

2021

22.03.2021

265.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,03

09.10.2020

39770

2021

09.04.2021

266.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,1

26.06.2014

15177

2021

27.04.2021

267.

ПС 110 кВ Горный Щит

ООО "ЛУКОЙЛ-Уралнефтепродукт"

АО "ЕЭСК"

0,065

28.07.2020

39853

2021

28.01.2021

268.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

18.08.2020

39865

2022

28.10.2022

269.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,03

08.07.2020

39871

2021

08.07.2021

270.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,02

11.08.2020

39926

2021

11.08.2021

271.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

03.06.2020

39941

2021

10.03.2021

272.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,02

14.07.2020

39951

2021

14.07.2021

273.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

26.04.2017

26971

2021

31.03.2021

274.

ПС 110 кВ Горный Щит

Екатеринбургский филиал ПАО "Ростелеком"

АО "ЕЭСК"

0,001

07.07.2020

40022

2021

07.01.2021

275.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.07.2020

40087

2021

06.01.2021

276.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

18.06.2020

40091

2021

08.05.2021

277.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

14.07.2020

40127

2021

14.01.2021

278.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

03.07.2020

40144

2021

03.01.2021

279.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

13.07.2020

40163

2021

13.01.2021

280.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.07.2020

40209

2021

23.01.2021

281.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

13.07.2020

40221

2021

13.01.2021

282.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

03.08.2020

40228

2021

03.02.2021

283.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

13.07.2020

40244

2021

13.01.2021

284.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,12

22.05.2017

27312

2022

16.07.2022

285.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

13.07.2020

40260

2021

13.01.2021

286.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

03.08.2020

40272

2021

03.02.2021

287.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

31.07.2020

40274

2021

31.01.2021

288.

ПС 110 кВ Горный Щит

ДНТ "Зеленый бор - 2"

АО "ЕЭСК"

0,015

04.08.2020

40331

2021

04.02.2021

289.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

08.08.2020

40333

2021

08.02.2021

290.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

22.09.2020

40340

2021

22.09.2021

291.

ПС 110 кВ Горный Щит

ДНТ "Зеленый бор - 2"

АО "ЕЭСК"

0,015

25.07.2020

40343

2021

25.01.2021

292.

ПС 110 кВ Горный Щит

ООО "Екатеринбург-2000"

АО "ЕЭСК"

0,011

11.08.2020

40371

2021

11.02.2021

293.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

07.08.2020

40387

2022

29.09.2022

294.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

26.07.2020

40402

2021

26.01.2021

295.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

16.07.2020

40421

2021

16.01.2021

296.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

14.07.2020

40428

2021

14.01.2021

297.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

14.07.2020

40430

2021

14.01.2021

298.

ПС 110 кВ Горный Щит

ООО "Т2 Мобайл"

АО "ЕЭСК"

0,005

28.07.2020

40451

2021

28.01.2021

299.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

11.08.2020

40482

2021

11.02.2021

300.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

13.08.2015

20876

2022

27.07.2022

301.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

01.09.2015

20880

2022

06.10.2022

302.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

30.07.2020

40513

2021

30.01.2021

303.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

30.07.2020

40530

2022

25.09.2022

304.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

05.08.2020

40533

2021

05.08.2021

305.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

05.08.2020

40534

2021

05.08.2021

306.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

05.08.2020

40535

2021

05.08.2021

307.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.07.2020

40581

2021

24.01.2021

308.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,03

14.08.2020

40585

2022

02.12.2022

309.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

11.08.2020

40595

2021

11.02.2021

310.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

28.07.2020

40628

2021

28.01.2021

311.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

12.08.2020

40631

2021

12.02.2021

312.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

31.07.2020

40634

2021

31.01.2021

313.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

13.11.2020

40635

2021

13.05.2021

314.

ПС 110 кВ Горный Щит

ДНТ "Зеленый бор - 2"

АО "ЕЭСК"

0,015

28.07.2020

40639

2021

28.01.2021

315.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

31.07.2020

40651

2021

31.01.2021

316.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

20.02.2019

34519

2021

20.02.2021

317.

ПС 110 кВ Горный Щит

СНТ "Луч"

АО "ЕЭСК"

0,015

25.02.2019

34559

2022

13.10.2022

318.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

31.07.2020

40670

2021

31.01.2021

319.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

10.08.2020

40701

2021

10.02.2021

320.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

31.07.2020

40704

2021

31.01.2021

321.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.08.2020

40735

2021

06.02.2021

322.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,1

25.09.2020

40755

2021

25.09.2021

323.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

16.09.2020

40761

2021

16.03.2021

324.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

11.03.2019

34648

2021

11.03.2021

325.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

06.03.2019

34658

2021

06.03.2021

326.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.03.2019

34660

2021

06.03.2021

327.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

14.08.2020

40804

2022

08.12.2022

328.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,01

10.08.2020

40808

2022

16.10.2022

329.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

20.08.2020

40816

2022

24.12.2022

330.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

11.08.2020

40827

2021

11.02.2021

331.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

13.08.2020

40848

2021

13.02.2021

332.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

12.08.2020

40849

2022

24.09.2022

333.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

13.08.2020

40855

2021

13.02.2021

334.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

21.08.2020

40870

2021

21.02.2021

335.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

21.09.2020

40873

2021

21.03.2021

336.

ПС 110 кВ Горный Щит

ООО "Автобаза N 1"

АО "ЕЭСК"

0,03

26.04.2019

34799

2022

16.10.2022

337.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

19.03.2019

34833

2021

19.03.2021

338.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

14.08.2020

40876

2021

14.02.2021

339.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

18.08.2020

40893

2021

18.02.2021

340.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

18.08.2020

40897

2021

01.05.2021

341.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

19.08.2020

40906

2021

19.02.2021

342.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

21.08.2020

40923

2021

21.02.2021

343.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

26.08.2020

40962

2021

26.02.2021

344.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

20.08.2020

40975

2021

20.02.2021

345.

ПС 110 кВ Горный Щит

ПАО "Мобильные ТелеСистемы"

АО "ЕЭСК"

0,015

01.09.2020

40977

2021

01.03.2021

346.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,15

23.06.2017

28007

2021

22.11.2021

347.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,15

13.05.2019

34935

2021

01.01.2021

348.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,15

13.05.2019

34942

2021

01.01.2021

349.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

29.08.2020

41022

2021

28.02.2021

350.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

26.08.2020

41024

2021

26.02.2021

351.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0155

10.09.2020

41031

2021

10.09.2021

352.

ПС 110 кВ Горный Щит

ДНТ "Зеленый бор - 2"

АО "ЕЭСК"

0,015

25.08.2020

41055

2022

01.10.2022

353.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

15.09.2020

41066

2021

15.03.2021

354.

ПС 110 кВ Горный Щит

ДНТ "Зеленый бор - 2"

АО "ЕЭСК"

0,015

28.08.2020

41082

2021

28.02.2021

355.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

02.09.2020

41095

2021

02.03.2021

356.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

08.04.2019

34989

2021

08.04.2021

357.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

08.04.2019

34994

2021

08.04.2021

358.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,1

23.04.2019

35033

2022

07.10.2022

359.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

11.04.2019

35114

2021

01.07.2021

360.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

01.09.2020

41104

2021

01.03.2021

361.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,012

04.09.2020

41144

2021

04.03.2021

362.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

02.09.2020

41165

2021

02.03.2021

363.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

02.09.2020

41172

2021

02.03.2021

364.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

13.10.2020

41178

2021

13.04.2021

365.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

02.09.2020

41181

2021

02.03.2021

366.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

08.09.2020

41197

2021

08.03.2021

367.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

14.09.2020

41202

2021

14.03.2021

368.

ПС 110 кВ Горный Щит

ООО "Уралстройкомплект-1"

АО "ЕЭСК"

0,29

07.09.2015

21603

2021

14.02.2021

369.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,55

08.09.2015

21632

2022

26.11.2022

370.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,45

08.09.2015

21633

2022

26.11.2022

371.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,025

23.05.2019

35146

2021

01.01.2021

372.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

08.05.2019

35147

2021

08.05.2021

373.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

18.04.2019

35223

2021

18.04.2021

374.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

03.09.2020

41217

2021

03.03.2021

375.

ПС 110 кВ Горный Щит

ДНТ "Зеленый бор - 2"

АО "ЕЭСК"

0,015

06.10.2020

41232

2021

06.04.2021

376.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

29.09.2020

41236

2021

29.03.2021

377.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

29.09.2020

41239

2021

29.03.2021

378.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,005

23.09.2020

41242

2021

23.09.2021

379.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

21.09.2020

41245

2021

21.03.2021

380.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

14.09.2020

41249

2021

14.03.2021

381.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

10.09.2020

41250

2021

10.03.2021

382.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

18.09.2020

41253

2021

18.03.2021

383.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

14.10.2020

41269

2021

14.04.2021

384.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

08.10.2020

41278

2021

08.04.2021

385.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

21.09.2020

41296

2021

21.03.2021

386.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

17.09.2020

41310

2021

17.03.2021

387.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

11.09.2020

41311

2021

11.03.2021

388.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,02

29.09.2020

41315

2021

29.09.2021

389.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

08.08.2014

16321

2021

30.08.2021

390.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

21.05.2019

35287

2021

31.03.2021

391.

ПС 110 кВ Горный Щит

СНТ "Малахит-1"

АО "ЕЭСК"

0,15

15.05.2019

35353

2021

30.04.2021

392.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

16.09.2020

41345

2022

24.11.2022

393.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

22.09.2020

41352

2022

29.10.2022

394.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

16.09.2020

41367

2021

16.03.2021

395.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

13.10.2020

41368

2021

13.04.2021

396.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

21.09.2020

41372

2022

10.11.2022

397.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.09.2020

41384

2022

20.11.2022

398.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,01

20.10.2020

41401

2021

20.10.2021

399.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

21.09.2020

41406

2021

21.03.2021

400.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

25.09.2020

41423

2022

26.10.2022

401.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,01

13.10.2020

41454

2021

13.10.2021

402.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

30.04.2019

35395

2021

30.04.2021

403.

ПС 110 кВ Горный Щит

СНТ "Родник"

АО "ЕЭСК"

0,03

30.05.2019

35410

2022

26.02.2022

404.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,01

20.11.2020

41466

2021

20.03.2021

405.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.10.2020

41484

2021

06.04.2021

406.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

29.09.2020

41492

2021

29.03.2021

407.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,013

25.09.2020

41500

2021

25.03.2021

408.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,005

25.09.2020

41501

2021

25.03.2021

409.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

29.09.2020

41505

2021

29.03.2021

410.

ПС 110 кВ Горный Щит

ЕМУП "Специализированное управление эксплуатации и реабилитации жилья" (ЕМУП "СУЭРЖ")

АО "ЕЭСК"

0,015

23.09.2020

41506

2021

23.03.2021

411.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

13.10.2020

41507

2021

13.04.2021

412.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

07.10.2020

41511

2021

07.04.2021

413.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

12.10.2020

41515

2021

12.04.2021

414.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

28.09.2020

41519

2021

28.03.2021

415.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,019

09.10.2020

41559

2021

09.10.2021

416.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

14.10.2015

21872

2021

01.01.2021

417.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

10.06.2019

35554

2021

10.06.2021

418.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

30.09.2020

41581

2021

30.03.2021

419.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,15

19.10.2020

41582

2021

19.10.2021

420.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

15.10.2020

41583

2021

15.10.2021

421.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,03

12.10.2020

41594

2021

12.10.2021

422.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,025

19.10.2020

41601

2021

19.02.2021

423.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

05.10.2020

41617

2021

05.04.2021

424.

ПС 110 кВ Горный Щит

ДНТ "Зеленый бор - 2"

АО "ЕЭСК"

0,015

07.10.2020

41629

2021

07.04.2021

425.

ПС 110 кВ Горный Щит

ДНТ "Зеленый бор - 2"

АО "ЕЭСК"

0,015

08.10.2020

41636

2021

08.04.2021

426.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

08.10.2020

41650

2021

08.04.2021

427.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,01

13.10.2020

41671

2021

13.04.2021

428.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

30.05.2019

35639

2021

31.05.2021

429.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

26.10.2020

41728

2021

26.04.2021

430.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,01

18.11.2020

41759

2021

18.05.2021

431.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,03

07.12.2020

41810

2021

07.12.2021

432.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

14.06.2019

35740

2021

31.01.2021

433.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0055

13.06.2019

35760

2021

01.01.2021

434.

ПС 110 кВ Горный Щит

ООО "Северный Капитал"

АО "ЕЭСК"

0,06

30.08.2019

35762

2021

28.02.2021

435.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

14.06.2019

35794

2021

14.06.2021

436.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.10.2020

41831

2021

23.04.2021

437.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

20.10.2020

41844

2021

20.04.2021

438.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.10.2020

41857

2021

23.04.2021

439.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.10.2020

41872

2021

23.04.2021

440.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

26.10.2020

41876

2021

26.04.2021

441.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

18.11.2020

41879

2021

18.05.2021

442.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,034

16.11.2020

41914

2021

16.03.2021

443.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

18.11.2020

41916

2021

18.05.2021

444.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

29.10.2020

41931

2021

29.04.2021

445.

ПС 110 кВ Горный Щит

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

28.10.2020

41944

2021

28.04.2021

446.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

17.12.2020

42040

2021

17.06.2021

447.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

08.12.2020

42328

2021

08.06.2021

448.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,115

11.01.2018

29932

2021

20.06.2021

449.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

20.08.2019

36575

2021

20.01.2021

450.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,1

14.03.2018

30076

2021

20.06.2021

451.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0055

16.09.2019

36977

2021

16.09.2021

452.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,01

26.09.2019

37129

2021

30.03.2021

453.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,013

17.04.2018

30781

2021

17.04.2021

454.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

04.06.2018

31151

2021

04.06.2021

455.

ПС 110 кВ Керамик

ОАО по механизации работ на транспортном строительстве "Трансстроймеханизация"

АО "ЕЭСК"

4

24.07.2018

31652

2021

08.11.2021

456.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,012

13.07.2018

31857

2021

02.10.2022

457.

ПС 110 кВ Керамик

АО "Екатеринбурггаз"

АО "ЕЭСК"

0,0018

10.07.2014

13791

2021

25.10.2021

458.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

15.07.2020

40328

2021

04.09.2022

459.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0105

29.01.2019

34199

2021

29.01.2021

460.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

16.07.2020

40435

2021

16.01.2021

461.

ПС 110 кВ Керамик

ООО "Специализированный застройщик "Виктория Эстейт"

АО "ЕЭСК"

1,18

07.05.2019

35240

2021

07.05.2021

462.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

29.09.2020

41482

2021

29.03.2021

463.

ПС 110 кВ Керамик

СНТ "Лифтостроитель N 3"

АО "ЕЭСК"

0,015

11.11.2020

41999

2021

11.05.2021

464.

ПС 110 кВ Керамик

АО Научно-производственный центр "Горноспасательные технологии"

АО "ЕЭСК"

0,135

13.11.2020

42035

2021

13.11.2021

465.

ПС 110 кВ Керамик

СНТ "Заветы Мичурина"

АО "ЕЭСК"

0,015

18.11.2020

42121

2021

18.05.2021

466.

ПС 110 кВ Керамик

СНТ "Заветы Мичурина"

АО "ЕЭСК"

0,015

27.11.2020

42221

2021

27.05.2021

467.

ПС 110 кВ Керамик

ООО Мебельная компания "Брандт"

АО "ЕЭСК"

0,105

02.08.2019

36346

2021

31.01.2021

468.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,05

27.03.2020

38951

2021

27.03.2021

469.

ПС 110 кВ Керамик

ИП Истомин Павел Васильевич

АО "ЕЭСК"

0,015

01.02.2017

26556

2021

01.01.2021

470.

ПС 110 кВ Керамик

местная православная религиозная организация Приход во имя Покрова Божьей Матери г. Екатеринбург Свердловской области Екатеринбургской Епархии Русской Православной Церкви (Московский Патриархат)

АО "ЕЭСК"

0,0182

18.12.2018

33816

2021

30.05.2021

471.

ПС 110 кВ Керамик

местная православная религиозная организация Приход во имя Покрова Божьей Матери г. Екатеринбург Свердловской области Екатеринбургской Епархии Русской Православной Церкви (Московский Патриархат)

АО "ЕЭСК"

0,06

10.01.2019

34128

2021

30.06.2021

472.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

29.09.2020

41213

2021

29.03.2021

473.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,15

13.10.2020

41524

2021

13.10.2021

474.

ПС 110 кВ Керамик

СНТ "Заветы Мичурина"

АО "ЕЭСК"

0,02

08.10.2020

41567

2021

08.04.2021

475.

ПС 110 кВ Керамик

СНТ "Заветы Мичурина"

АО "ЕЭСК"

0,015

23.10.2020

41642

2021

23.04.2021

476.

ПС 110 кВ Керамик

СНТ "Заветы Мичурина"

АО "ЕЭСК"

0,015

19.10.2020

41645

2021

19.04.2021

477.

ПС 110 кВ Керамик

СНТ "Заветы Мичурина"

АО "ЕЭСК"

0,015

03.11.2020

41890

2021

03.05.2021

478.

ПС 110 кВ Керамик

СНТ "Заветы Мичурина"

АО "ЕЭСК"

0,008

28.10.2020

41895

2021

28.04.2021

479.

ПС 110 кВ Керамик

СНТ "Тальков камень"

АО "ЕЭСК"

0,15

26.09.2019

36897

2022

14.07.2022

480.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

08.06.2018

31201

2021

08.06.2021

481.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

20.11.2014

18662

2022

21.01.2022

482.

ПС 110 кВ Керамик

ООО "Спец"

АО "ЕЭСК"

0,0363

25.12.2019

38209

2021

25.12.2021

483.

ПС 110 кВ Керамик

ООО "Рудный"

АО "ЕЭСК"

0,15

25.03.2020

38514

2021

25.03.2021

484.

ПС 110 кВ Керамик

ОАО "Объединенная энергетическая компания"

АО "ЕЭСК"

0,082

15.11.2016

25570

2021

13.07.2021

485.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,011

25.02.2020

38618

2021

25.02.2021

486.

ПС 110 кВ Керамик

садоводческое некоммерческое партнерство "Ольгинская"

АО "ЕЭСК"

0,3

30.10.2018

33128

2021

25.05.2021

487.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

08.05.2014

14982

2022

05.03.2022

488.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

21.05.2014

14983

2021

03.06.2021

489.

ПС 110 кВ Керамик

местная религиозная организация православный Приход храма святого благоверного князя Александра Невского города Екатеринбурга Екатеринбургской епархии Русской Православной Церкви

АО "ЕЭСК"

0,05

10.02.2017

26596

2022

05.03.2022

490.

ПС 110 кВ Керамик

АО "Екатеринбургская теплосетевая компания"

АО "ЕЭСК"

0,005

18.06.2020

39897

2021

31.01.2021

491.

ПС 110 кВ Керамик

СНТ собственников недвижимости "Дружба-2"

АО "ЕЭСК"

0,015

04.08.2020

40251

2022

20.10.2022

492.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.07.2020

40442

2021

24.01.2021

493.

ПС 110 кВ Керамик

садоводческое товарищество "Звезда"

АО "ЕЭСК"

0,015

20.07.2020

40491

2021

20.01.2021

494.

ПС 110 кВ Керамик

ИП Софронова Надежда Вениаминовна

АО "ЕЭСК"

0,0142

08.09.2020

41175

2021

08.03.2021

495.

ПС 110 кВ Керамик

ООО "Первые"

АО "ЕЭСК"

0,35

21.05.2019

35199

2021

17.03.2021

496.

ПС 110 кВ Керамик

ООО "Т2 Мобайл"

АО "ЕЭСК"

0,0075

12.10.2020

41555

2021

12.04.2021

497.

ПС 110 кВ Керамик

СНТ "Юбилейный"

АО "ЕЭСК"

0,015

12.10.2020

41621

2021

12.04.2021

498.

ПС 110 кВ Керамик

СНТ "Юбилейный"

АО "ЕЭСК"

0,015

12.10.2020

41630

2021

12.04.2021

499.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0105

29.01.2019

34199

2021

29.01.2021

500.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,035

17.04.2018

30781

2021

17.04.2021

501.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

29.03.2018

30585

2021

29.03.2021

502.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

04.06.2018

31151

2021

04.06.2021

503.

ПС 110 кВ Керамик

ООО "Ветта-Инвест"

АО "ЕЭСК"

2

07.10.2014

16808

2021

01.02.2021

504.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

19.11.2020

42077

2021

19.05.2021

505.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

28.03.2018

30195

2021

28.03.2021

506.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

12.03.2018

30351

2021

12.03.2021

507.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

25.05.2018

31249

2021

21.07.2021

508.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.12.2019

37728

2021

01.02.2021

509.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

27.01.2020

38179

2021

27.01.2021

510.

ПС 110 кВ Керамик

МКУ "Городское благоустройство"

АО "ЕЭСК"

0,0244

27.02.2020

38199

2021

28.02.2021

511.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

29.11.2016

26121

2021

26.11.2021

512.

ПС 110 кВ Керамик

МАУ культуры "Дом культуры "Совхозный"

АО "ЕЭСК"

0,075

19.10.2018

32993

2021

25.05.2021

513.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

27.04.2020

39188

2021

27.04.2021

514.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.04.2020

39275

2021

28.02.2021

515.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

20.05.2020

39616

2021

01.01.2021

516.

ПС 110 кВ Керамик

ООО "НовэлГрупп"

АО "ЕЭСК"

0,15

29.05.2020

39714

2021

29.05.2021

517.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

07.12.2018

33789

2021

28.02.2021

518.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

27.07.2020

40083

2021

27.01.2021

519.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

01.03.2019

34354

2021

01.03.2021

520.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

10.08.2020

40875

2021

10.02.2021

521.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

20.08.2020

40966

2021

20.02.2021

522.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.09.2020

41119

2021

24.03.2021

523.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0275

23.09.2020

41293

2022

05.11.2022

524.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.05.2019

35433

2021

06.05.2021

525.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,035

16.10.2020

41558

2021

16.10.2021

526.

ПС 110 кВ Керамик

ИП Павлинова Ия Владимировна

АО "ЕЭСК"

0,15

03.11.2020

41858

2021

03.11.2021

527.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

30.10.2020

41936

2021

30.04.2021

528.

ПС 110 кВ Керамик

ООО "Концерн "Уральский текстиль"

АО "ЕЭСК"

0,8

26.03.2020

37558

2022

26.03.2022

529.

ПС 110 кВ Керамик

ООО "Сатурн"

АО "ЕЭСК"

0,96

20.05.2015

20385

2021

31.12.2021

530.

ПС 110 кВ Керамик

ООО "АктивСтройГрупп"

АО "ЕЭСК"

0,9

05.12.2017

28763

2021

05.12.2020

531.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.01.2017

26404

2021

23.01.2020

532.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

16.03.2017

27039

2021

15.03.2020

533.

ПС 110 кВ Керамик

СНТ "Металлист"

АО "ЕЭСК"

0,07

27.03.2017

26611

2021

26.03.2020

534.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,025

03.05.2017

27455

2021

02.05.2020

535.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

15.05.2017

27618

2021

14.05.2020

536.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

17.07.2017

28284

2021

16.07.2020

537.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

20.09.2017

28892

2021

19.09.2020

538.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

01.12.2017

29556

2021

30.11.2020

539.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

22.11.2017

29478

2021

21.11.2020

540.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

01.12.2017

29550

2021

30.11.2020

541.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

13.11.2017

29384

2021

12.11.2020

542.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

02.03.2018

30006

2021

02.03.2020

543.

ПС 110 кВ Керамик

ИП Пшеницын Илья Евгеньевич

АО "ЕЭСК"

0,05

21.11.2018

33533

2021

21.11.2020

544.

ПС 110 кВ Керамик

ИП Истомин Павел Васильевич

АО "ЕЭСК"

0,15

13.03.2019

34711

2021

13.03.2021

545.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,035

15.08.2019

36490

2021

15.08.2021

546.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

26.07.2019

36266

2021

26.07.2021

547.

ПС 110 кВ Керамик

СНТ "Лифтостроитель N 3"

АО "ЕЭСК"

0,035

10.09.2019

36722

2021

10.09.2021

548.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

05.03.2020

38965

2022

05.03.2022

549.

ПС 110 кВ Керамик

ООО "Спец"

АО "ЕЭСК"

0,015

22.01.2020

38451

2022

22.01.2022

550.

ПС 110 кВ Керамик

ООО "Перспектива"

АО "ЕЭСК"

0,015

16.03.2020

39094

2022

16.03.2022

551.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,043

07.04.2020

39287

2022

07.04.2022

552.

ПС 110 кВ Керамик

ИП Климин Михаил Александрович, ИП Романова Ирина Ивановна, ИП Чернядева Татьяна Александровна

АО "ЕЭСК"

0,0315

02.07.2020

39752

2022

02.07.2022

553.

ПС 110 кВ Керамик

ООО "Метеорит и Ко"

АО "ЕЭСК"

0,447

30.05.2016

23856

2021

30.05.2019

554.

ПС 110 кВ Керамик

ООО "Виктория СКК"

АО "ЕЭСК"

0,4

21.02.2018

30023

2021

21.02.2020

555.

ПС 35 кВ Нива

ООО "Парк Екатеринбург"

АО "ЕЭСК"

0,500

18.12.2014

18894

2025

31.12.2025

556.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.05.2016

24153

2021

06.05.2019

557.

ПС 35 кВ Нива

местная религиозная организация православный Приход Святителя Николая Чудотворца п. Исток г. Екатеринбург Екатеринбургской Епархии Русской Православной Церкви

АО "ЕЭСК"

0,097

14.06.2016

24419

2021

14.06.2019

558.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

22.08.2016

25217

2021

22.08.2019

559.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

25.11.2016

26073

2021

25.11.2019

560.

ПС 35 кВ Нива

МБУ "Центр организации движения"

АО "ЕЭСК"

0,001

19.07.2017

28294

2021

18.07.2020

561.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

01.12.2017

29541

2021

30.11.2020

562.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,012

29.12.2017

29907

2021

28.12.2020

563.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

16.01.2018

29995

2021

16.01.2020

564.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.03.2018

30370

2021

23.03.2020

565.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.03.2018

30388

2021

23.03.2020

566.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

26.03.2018

30511

2021

26.03.2020

567.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

26.03.2018

30521

2021

26.03.2020

568.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

26.03.2018

30519

2021

26.03.2020

569.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

26.03.2018

30528

2021

26.03.2020

570.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.03.2018

30374

2021

23.03.2020

571.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.03.2018

30522

2021

23.03.2020

572.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.03.2018

30390

2021

23.03.2020

573.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.03.2018

30371

2021

23.03.2020

574.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.03.2018

30387

2021

23.03.2020

575.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

15.03.2018

30375

2021

15.03.2020

576.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

15.03.2018

30372

2021

15.03.2020

577.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

15.03.2018

30366

2021

15.03.2020

578.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

15.03.2018

30373

2021

15.03.2020

579.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

15.03.2018

30378

2021

15.03.2020

580.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

15.03.2018

30367

2021

15.03.2020

581.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

27.03.2018

30487

2021

27.03.2020

582.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

27.03.2018

30483

2021

27.03.2020

583.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

27.03.2018

30488

2021

27.03.2020

584.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

27.03.2018

30480

2021

27.03.2020

585.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

27.03.2018

30481

2021

27.03.2020

586.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

27.03.2018

30489

2021

27.03.2020

587.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

26.03.2018

30527

2021

26.03.2020

588.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

09.05.2018

30906

2021

09.05.2020

589.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.04.2018

30446

2021

06.04.2020

590.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.04.2018

30826

2021

24.04.2020

591.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.04.2018

30840

2021

24.04.2020

592.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.04.2018

30745

2021

24.04.2020

593.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.04.2018

30827

2021

24.04.2020

594.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

09.04.2018

30720

2021

09.04.2020

595.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

02.04.2018

30563

2021

02.04.2020

596.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

07.05.2018

30992

2021

07.05.2020

597.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

21.05.2018

30943

2021

21.05.2020

598.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,010

23.05.2018

30934

2021

23.05.2020

599.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,013

16.04.2018

30789

2021

16.04.2020

600.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,013

19.04.2018

30493

2021

19.04.2020

601.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

10.08.2018

32273

2021

10.08.2020

602.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.07.2018

31991

2021

24.07.2020

603.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

17.07.2018

31757

2021

17.07.2020

604.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

07.08.2018

32340

2021

07.08.2020

605.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

10.08.2018

32338

2021

10.08.2020

606.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

13.08.2018

31893

2021

13.08.2020

607.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

10.08.2018

32335

2021

10.08.2020

608.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

10.08.2018

32342

2021

10.08.2020

609.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

05.09.2018

32723

2021

05.09.2020

610.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

29.10.2018

33368

2021

29.10.2020

611.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.10.2018

33344

2021

23.10.2020

612.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.10.2018

33342

2021

23.10.2020

613.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.10.2018

33347

2021

23.10.2020

614.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

19.12.2018

33920

2021

19.12.2020

615.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

26.03.2019

34762

2021

26.03.2021

616.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,045

15.02.2019

34430

2021

15.02.2021

617.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,030

05.01.2019

34051

2021

05.01.2021

618.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

09.01.2019

34092

2021

09.01.2021

619.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,030

09.06.2019

35580

2021

09.06.2021

620.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.06.2019

35734

2021

06.06.2021

621.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

21.06.2019

35885

2021

21.06.2021

622.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

26.06.2019

35944

2021

26.06.2021

623.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

07.08.2019

36527

2021

07.08.2021

624.

ПС 35 кВ Нива

СНТ "Кедр"

АО "ЕЭСК"

0,015

06.08.2019

35853

2021

06.08.2021

625.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

09.07.2019

35889

2021

09.07.2021

626.

ПС 35 кВ Нива

ДНП "Усадьба Север"

АО "ЕЭСК"

0,015

01.08.2019

36388

2021

01.08.2021

627.

ПС 35 кВ Нива

ДНП "Усадьба"

АО "ЕЭСК"

0,015

25.07.2019

36377

2021

25.07.2021

628.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

30.09.2019

37047

2021

30.09.2021

629.

ПС 35 кВ Нива

ДНП "Усадьба"

АО "ЕЭСК"

0,015

25.07.2019

36378

2021

25.07.2021

630.

ПС 35 кВ Нива

ДНП "Усадьба"

АО "ЕЭСК"

0,015

25.07.2019

36379

2021

25.07.2021

631.

ПС 35 кВ Нива

ДНП "Усадьба Север"

АО "ЕЭСК"

0,015

31.07.2019

36381

2021

31.07.2021

632.

ПС 35 кВ Нива

ДНП "Усадьба Север"

АО "ЕЭСК"

0,030

15.07.2019

36184

2021

15.07.2021

633.

ПС 35 кВ Нива

СНТ "Кедр"

АО "ЕЭСК"

0,015

06.08.2019

35854

2021

06.08.2021

634.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,011

02.08.2019

36194

2021

02.08.2021

635.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

07.08.2019

36462

2021

07.08.2021

636.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

01.10.2019

36958

2021

01.10.2021

637.

ПС 35 кВ Нива

ДНП "Усадьба Север"

АО "ЕЭСК"

0,065

09.10.2019

37128

2021

09.10.2021

638.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

02.10.2019

37208

2021

02.10.2021

639.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

26.11.2019

37729

2021

26.11.2021

640.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.12.2019

38010

2021

06.12.2021

641.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,150

12.12.2019

38009

2021

12.12.2021

642.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,013

21.10.2019

37244

2021

21.10.2021

643.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

30.10.2019

36657

2021

30.10.2021

644.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,025

17.12.2019

37463

2021

17.12.2021

645.

ПС 35 кВ Нива

ИП Гаджиева Бурлият Агаразиевна

АО "ЕЭСК"

0,015

04.12.2019

37910

2021

04.12.2021

646.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

09.12.2019

37955

2021

09.12.2021

647.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

19.11.2019

37735

2021

19.11.2021

648.

ПС 35 кВ Нива

ПАО "Мобильные ТелеСистемы"

АО "ЕЭСК"

0,015

15.11.2019

37335

2021

15.11.2021

649.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

13.11.2019

37098

2021

13.11.2021

650.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,013

29.01.2020

38501

2022

29.01.2022

651.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

27.01.2020

38341

2022

27.01.2022

652.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.03.2020

39125

2022

24.03.2022

653.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

08.06.2020

39983

2022

08.06.2022

654.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

18.05.2020

39593

2022

18.05.2022

655.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

18.05.2020

39636

2022

18.05.2022

656.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

09.04.2020

39130

2022

09.04.2022

657.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

09.04.2020

39208

2022

09.04.2022

658.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

15.06.2020

39631

2022

15.06.2022

659.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.06.2020

39984

2022

23.06.2022

660.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,013

29.09.2020

41543

2022

29.09.2022

661.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.08.2020

40721

2022

06.08.2022

662.

ПС 35 кВ Нива

ООО "Екатеринбург-2000"

АО "ЕЭСК"

0,011

30.07.2020

40502

2022

30.07.2022

663.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

30.07.2020

40612

2022

30.07.2022

664.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.07.2020

40131

2022

24.07.2022

665.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.07.2020

40130

2022

24.07.2022

666.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

20.08.2020

40961

2022

20.08.2022

667.

ПС 35 кВ Нива

ООО "Главсредуралстрой-Девелопмент"

АО "ЕЭСК"

0,149

12.08.2020

40541

2022

12.08.2022

668.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,000

11.08.2020

40499

2022

11.08.2022

669.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.09.2020

41154

2022

06.09.2022

670.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

07.09.2020

41085

2022

07.09.2022

671.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

10.09.2020

39176

2022

10.09.2022

672.

ПС 35 кВ Нива

ДНП "Усадьба"

АО "ЕЭСК"

0,015

16.09.2020

41041

2022

16.09.2022

673.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

17.09.2020

40473

2022

17.09.2022

674.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

14.09.2020

40474

2022

14.09.2022

675.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

25.08.2020

40984

2022

25.08.2022

676.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.08.2020

40979

2022

24.08.2022

677.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

03.09.2020

41186

2022

03.09.2022

678.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,011

28.08.2020

41028

2022

28.08.2022

679.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

28.08.2020

40780

2022

28.08.2022

680.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

01.09.2020

41166

2022

01.09.2022

681.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.08.2020

40707

2022

06.08.2022

682.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

02.07.2020

39985

2022

02.07.2022

683.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

02.07.2020

39981

2022

02.07.2022

684.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

20.07.2020

40216

2022

20.07.2022

685.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

21.07.2020

40381

2022

21.07.2022

686.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

21.07.2020

40375

2022

21.07.2022

687.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

21.07.2020

40108

2022

21.07.2022

688.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

30.07.2020

40142

2022

30.07.2022

689.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

17.08.2020

40345

2022

17.08.2022

690.

ПС 35 кВ Нива

МУП "Водоканал"

АО "ЕЭСК"

0,000

24.07.2020

40185

2022

24.07.2022

691.

ПС 35 кВ Нива

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

0,669

16.07.2020

40459

2022

16.07.2022

692.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,050

08.07.2020

40006

2022

08.07.2022

693.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,050

20.07.2020

40012

2022

20.07.2022

694.

ПС 35 кВ Нива

ДНП "Усадьба Север"

АО "ЕЭСК"

0,015

15.10.2020

41774

2022

15.10.2022

695.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

08.10.2020

40008

2022

08.10.2022

696.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

09.10.2020

41649

2022

09.10.2022

697.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

05.10.2020

41495

2022

05.10.2022

698.

ПС 35 кВ Нива

ДНП "Усадьба"

АО "ЕЭСК"

0,015

01.10.2020

41517

2022

01.10.2022

699.

ПС 35 кВ Нива

Жилищно-строительный кооператив "Георгиевский"

АО "ЕЭСК"

0,150

30.11.2020

42216

2022

30.11.2022

700.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

29.10.2020

41780

2022

29.10.2022

701.

ПС 35 кВ Нива

ДНП "Усадьба"

АО "ЕЭСК"

0,015

19.10.2020

41768

2022

19.10.2022

702.

ПС 35 кВ Нива

ДНП "Усадьба Север"

АО "ЕЭСК"

0,015

20.10.2020

41787

2022

20.10.2022

703.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

03.11.2020

41961

2022

03.11.2022

704.

ПС 35 кВ Нива

ООО "Лидер"

АО "ЕЭСК"

0,012

29.10.2020

41332

2022

29.10.2022

705.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

28.10.2020

41939

2022

28.10.2022

706.

ПС 35 кВ Нива

ДНП "Усадьба Север"

АО "ЕЭСК"

0,015

23.10.2020

41884

2022

23.10.2022

707.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,000

13.11.2020

41883

2022

13.11.2022

708.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,013

16.11.2020

42043

2022

16.11.2022

709.

ПС 35 кВ Нива

ООО "СК-Недвижимость"

АО "ЕЭСК"

0,150

19.11.2020

42033

2022

19.11.2022

710.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,020

25.11.2020

41984

2022

25.11.2022

711.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.11.2020

42203

2022

24.11.2022

712.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

02.12.2020

42173

2022

02.12.2022

713.

ПС 35 кВ Нива

филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс"

АО "ЕЭСК"

0,050

22.12.2020

42458

2022

22.12.2022

714.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

08.12.2020

42367

2022

08.12.2022

715.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

14.12.2020

42406

2022

14.12.2022

716.

ПС 35 кВ Нива

Управление Федеральной службы по аккредитации по Уральскому федеральному округу

АО "ЕЭСК"

0,007

24.12.2020

42029

2022

24.12.2022

717.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,150

24.12.2020

41183

2022

24.12.2022

718.

ПС 35 кВ Нива

ООО "Екатеринбург-2000"

АО "ЕЭСК"

0,011

24.12.2020

42528

2022

24.12.2022

719.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.12.2020

42430

2022

24.12.2022

720.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

28.12.2020

41980

2022

28.12.2022

721.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

21.12.2020

42310

2022

21.12.2022

722.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

17.12.2020

42345

2022

17.12.2022

723.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

21.12.2020

42527

2022

21.12.2022

724.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

22.12.2020

42473

2022

22.12.2022

725.

ПС 35 кВ Нива

ДНП "Усадьба"

АО "ЕЭСК"

0,015

22.12.2020

42524

2022

22.12.2022

726.

ПС 35 кВ Нива

ДНП "Усадьба"

АО "ЕЭСК"

0,015

22.12.2020

42523

2022

22.12.2022

727.

ПС 35 кВ Нива

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

4,900

30.09.2020

41039

2022

30.09.2022

728.

ПС 35 кВ Нива

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

1,800

18.08.2020

40824

2022

18.08.2022

729.

ПС 35 кВ Нива

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

4,900

16.10.2020

40641

2022

16.10.2022

730.

ПС 35 кВ Нива

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

4,900

08.10.2020

41030

2022

08.10.2022

731.

ПС 35 кВ Нива

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

1,850

28.10.2020

41715

2022

28.10.2022

732.

ПС 35 кВ Нива

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

4,900

12.11.2020

41385

2022

12.11.2022

733.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "ГлавСредУралСтройБетон"

АО "ЕЭСК"

0,100

23.09.2019

36993

2021

23.09.2021

734.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "ГлавСредУралСтройБетон"

АО "ЕЭСК"

0,150

29.07.2019

36359

2021

29.07.2021

735.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "Портал СИД"

АО "ЕЭСК"

0,150

26.02.2020

38785

2022

26.02.2022

736.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "Портал СИД"

АО "ЕЭСК"

0,150

26.02.2020

38787

2022

26.02.2022

737.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "Портал СИД"

АО "ЕЭСК"

0,150

03.03.2020

38892

2022

03.03.2022

738.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "Портал СИД"

АО "ЕЭСК"

0,150

04.03.2020

38889

2022

04.03.2022

739.

ПС 35 кВ Полевая

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,150

12.02.2020

38497

2022

12.02.2022

740.

ПС 35 кВ Полевая

ИП Джамолов Довар Хисравджонович

АО "ЕЭСК"

0,150

08.04.2020

39246

2022

08.04.2022

741.

ПС 35 кВ Полевая

ИП Джамолов Довар Хисравджонович

АО "ЕЭСК"

0,150

08.04.2020

39251

2022

08.04.2022

742.

ПС 35 кВ Полевая

СНТ "Сосновый бор"

АО "ЕЭСК"

0,015

03.08.2020

40716

2022

03.08.2022

743.

ПС 35 кВ Полевая

филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс"

АО "ЕЭСК"

0,025

31.07.2020

39694

2022

31.07.2022

744.

ПС 35 кВ Полевая

СНТ "Сосновый бор"

АО "ЕЭСК"

0,015

02.12.2020

42325

2022

02.12.2022

745.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "Виджет"

АО "ЕЭСК"

0,015

29.12.2020

42347

2022

29.12.2022

746.

ПС 35 кВ Полевая

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

12.12.2020

42342

2022

12.12.2022

747.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

0,150

04.12.2020

42288

2022

04.12.2022

748.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

0,150

04.12.2020

42299

2022

04.12.2022

749.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

0,150

04.12.2020

42274

2022

04.12.2022

750.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

0,150

07.12.2020

42251

2022

07.12.2022

751.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

0,150

07.12.2020

42254

2022

07.12.2022

752.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

0,150

07.12.2020

42262

2022

07.12.2022

753.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

0,015

07.12.2020

42263

2022

07.12.2022

754.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

0,150

07.12.2020

42266

2022

07.12.2022

755.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

0,150

07.12.2020

42253

2022

07.12.2022

756.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

0,150

07.12.2020

42256

2022

07.12.2022

757.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

0,150

04.12.2020

42276

2022

04.12.2022

758.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

0,150

04.12.2020

42278

2022

04.12.2022

759.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

0,150

04.12.2020

42289

2022

04.12.2022

760.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

0,150

04.12.2020

42272

2022

04.12.2022

761.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

0,150

04.12.2020

42290

2022

04.12.2022

762.

ПС 35 кВ Полевая

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,669

16.04.2019

35022

2021

16.04.2021

763.

ПС 110 кВ Гвоздика

ООО ПК "Урал Щебень"

АО "ЕЭСК"

0,015

22.12.2020

42463

2021

22.06.2021

764.

ПС 110 кВ Гвоздика

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,15

15.02.2018

29874

2021

31.03.2021

765.

ПС 110 кВ Гвоздика

ООО "ПромРазвитие"

АО "ЕЭСК"

0,63

25.09.2019

36589

2021

25.09.2021

766.

ПС 110 кВ Гвоздика

ООО ПК "Урал Щебень"

АО "ЕЭСК"

0,5

01.11.2019

37185

2021

01.11.2021

767.

ПС 110 кВ Гвоздика

Садоводческий ПК "Таежное"

АО "ЕЭСК"

0,01

27.04.2016

23982

2022

06.10.2022

768.

ПС 110 кВ Гвоздика

СНТ "Березовая Роща"

АО "ЕЭСК"

0,23

28.05.2018

31067

2022

06.10.2022

769.

ПС 110 кВ Гвоздика

ООО "ПромРазвитие"

АО "ЕЭСК"

0,592

16.01.2020

38301

2021

16.01.2021

770.

ПС 110 кВ Гвоздика

ИП Чепелева Лилия Алексеевна

АО "ЕЭСК"

0,256

16.02.2017

26612

2023

19.01.2023

771.

ПС 110 кВ Гвоздика

ООО "ЭКО Пак Урал"

АО "ЕЭСК"

0,5

15.07.2020

40214

2021

15.07.2021

772.

ПС 110 кВ Гвоздика

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

07.02.2019

34388

2021

07.02.2021

773.

ПС 110 кВ Гвоздика

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.12.2020

41685

2021

23.06.2021

774.

ПС 110 кВ Гвоздика

ООО "Промразвитие"

ОАО "РЖД"

3,000

25.01.2019

14688-01-19/Сверд

2023

25.01.2024

775.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,5

06.03.2014

ТП-54/1891

2021

01.06.2021

776.

ПС 110 кВ Гагарский

ДНП "Гусево"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

1,26

28.05.2014

ТП-54/2638

2021

01.04.2021

777.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

21.03.2019

5400040206

2021

21.03.2021

778.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

22.05.2019

5400040906

2021

22.05.2021

779.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

02.08.2019

5400042773

2021

01.06.2021

780.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,007

10.10.2019

5400043905

2021

15.04.2021

781.

ПС 110 кВ Гагарский

СНТ "Боярский"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,12

28.10.2019

5400044231

2021

01.04.2021

782.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

25.10.2019

5400044230

2021

25.04.2020

783.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

25.11.2019

5400044315

2021

01.04.2021

784.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

25.11.2019

5400044314

2021

02.04.2021

785.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

03.02.2020

5400045300

2021

10.03.2021

786.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

30.01.2020

5400045374

2021

01.03.2021

787.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

14.02.2020

5400045548

2021

05.12.2020

788.

ПС 110 кВ Гагарский

ИП Дайнеко Дмитрий Николаевич

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,0815

06.03.2020

5400045898

2021

01.03.2021

789.

ПС 110 кВ Гагарский

ООО "Уралщебень"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,32

16.04.2020

5400046089

2021

16.04.2021

790.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

18.03.2020

5400046095

2021

16.02.2021

791.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

29.03.2020

5400046278

2021

01.01.2021

792.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

09.04.2020

5400046325

2021

01.02.2021

793.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.04.2020

5400046387

2021

16.06.2021

794.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

23.04.2020

5400046363

2021

16.06.2021

795.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.04.2020

5400046364

2021

10.06.2021

796.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

18.04.2020

5400046367

2021

27.05.2021

797.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.04.2020

5400046401

2021

01.01.2021

798.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

23.05.2020

5400046428

2021

01.04.2021

799.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.04.2020

5400046389

2021

30.04.2021

800.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

28.04.2020

5400046505

2021

28.10.2020

801.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

13.05.2020

5400046645

2021

15.03.2021

802.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,02

08.06.2020

5400047070

2021

08.06.2021

803.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

29.06.2020

5400046810

2021

07.02.2021

804.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

02.06.2020

5400046774

2021

15.06.2021

805.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

22.05.2020

5400046812

2021

31.03.2021

806.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

02.06.2020

5400047012

2021

10.04.2021

807.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

02.06.2020

5400047009

2021

15.04.2021

808.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.06.2020

5400047054

2021

01.05.2021

809.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

09.06.2020

5400047072

2021

12.05.2021

810.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.06.2020

5400047114

2021

18.04.2021

811.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.06.2020

5400047066

2021

23.04.2021

812.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

09.06.2020

5400047154

2021

09.02.2021

813.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

06.06.2020

5400047122

2021

15.03.2021

814.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

11.06.2020

5400047031

2021

15.06.2021

815.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

08.06.2020

5400046991

2021

10.06.2021

816.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

09.06.2020

5400047185

2021

01.03.2021

817.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

09.06.2020

5400047188

2021

01.04.2021

818.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.06.2020

5400047191

2021

10.12.2020

819.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

11.06.2020

5400047244

2021

11.06.2021

820.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

12.06.2020

5400047243

2020

12.12.2020

821.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.06.2020

5400047254

2021

28.01.2021

822.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

14.06.2020

5400047237

2021

14.12.2020

823.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.06.2020

5400047205

2021

10.12.2020

824.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.06.2020

5400047247

2021

15.03.2021

825.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

08.06.2020

5400047153

2021

14.06.2021

826.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.06.2020

5400047261

2020

15.12.2020

827.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.06.2020

5400047217

2020

10.12.2020

828.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

17.06.2020

5400047283

2020

17.12.2020

829.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

22.06.2020

5400047288

2021

15.02.2021

830.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

06.07.2020

5400047655

2021

06.07.2021

831.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

19.06.2020

5400047362

2021

12.05.2021

832.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

22.06.2020

5400047155

2021

01.06.2021

833.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

22.06.2020

5400047412

2021

22.03.2021

834.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

25.06.2020

5400047403

2021

25.01.2021

835.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

30.06.2020

5400047406

2021

01.07.2021

836.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

05.07.2020

5400047657

2021

05.01.2021

837.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

23.06.2020

5400047432

2020

23.12.2020

838.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.08.2020

5400047433

2021

15.02.2021

839.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.08.2020

5400047434

2021

15.02.2021

840.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

30.06.2020

5400047448

2021

16.02.2021

841.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

25.06.2020

5400047479

2021

25.04.2021

842.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

01.07.2020

5400047534

2021

01.01.2021

843.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

30.06.2020

5400047558

2021

15.05.2021

844.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

01.07.2020

5400047553

2021

01.01.2021

845.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

02.07.2020

5400047559

2021

02.01.2021

846.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

01.07.2020

5400047555

2021

01.01.2021

847.

ПС 110 кВ Гагарский

ООО "Екатеринбург-2000"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,008

11.08.2020

5400047528

2021

11.02.2021

848.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

03.07.2020

5400047605

2021

03.01.2021

849.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

30.06.2020

5400047557

2021

20.05.2021

850.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

19.06.2020

5400047386

2021

19.12.2020

851.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

26.06.2020

5400047451

2021

01.07.2021

852.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

07.07.2020

5400047679

2021

07.01.2021

853.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

06.07.2020

5400047682

2021

06.01.2021

854.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

27.06.2020

5400047478

2021

27.06.2021

855.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

07.07.2020

5400047681

2021

07.01.2021

856.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

08.07.2020

5400047689

2021

08.01.2021

857.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.07.2020

5400047694

2021

10.01.2021

858.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.07.2020

5400047741

2021

01.05.2021

859.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

17.07.2020

5400047874

2021

17.01.2021

860.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.07.2020

5400047739

2021

10.03.2021

861.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.07.2020

5400047740

2021

10.05.2021

862.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.07.2020

5400047753

2021

10.01.2021

863.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

20.07.2020

5400047785

2021

20.01.2021

864.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

11.07.2020

5400047759

2021

11.05.2021

865.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

14.07.2020

5400047784

2021

14.01.2021

866.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

07.07.2020

5400047687

2021

31.01.2021

867.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

20.07.2020

5400047825

2021

20.01.2021

868.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

23.07.2020

5400047824

2021

23.01.2021

869.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

20.07.2020

5400047889

2021

20.01.2021

870.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

27.07.2020

5400047932

2021

27.01.2021

871.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.07.2020

5400047961

2021

24.01.2021

872.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.07.2020

5400047962

2021

24.01.2021

873.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

27.07.2020

5400047995

2021

27.01.2021

874.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

30.07.2020

5400048006

2021

30.01.2021

875.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

23.07.2020

5400047931

2021

23.01.2021

876.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

27.07.2020

5400047945

2021

27.01.2021

877.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

05.08.2020

5400048191

2021

05.02.2021

878.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

03.08.2020

5400048100

2021

03.02.2021

879.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

12.10.2020

5400048201

2021

12.04.2021

880.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

27.07.2020

5400047990

2021

27.01.2021

881.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

05.08.2020

5400048247

2021

05.02.2021

882.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.08.2020

5400048186

2021

04.02.2021

883.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

06.08.2020

5400048266

2021

06.02.2021

884.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

28.07.2020

5400048020

2021

28.01.2021

885.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.08.2020

5400048063

2021

10.02.2021

886.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.08.2020

5400048064

2021

10.02.2021

887.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.08.2020

5400048073

2021

10.02.2021

888.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

29.07.2020

5400048061

2021

29.01.2021

889.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.08.2020

5400048068

2021

10.02.2021

890.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

06.08.2020

5400048235

2021

06.02.2021

891.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.08.2020

5400048344

2021

10.02.2021

892.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.08.2020

5400048071

2021

04.02.2021

893.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.08.2020

5400048214

2021

10.02.2021

894.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.08.2020

5400048067

2021

10.02.2021

895.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.08.2020

5400048233

2021

10.02.2021

896.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.08.2020

5400048212

2021

10.02.2021

897.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

11.08.2020

5400048179

2021

11.02.2021

898.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.08.2020

5400048211

2021

10.02.2021

899.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.08.2020

5400048210

2021

10.02.2021

900.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

14.08.2020

5400048321

2021

14.02.2021

901.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.08.2020

5400048144

2021

10.02.2021

902.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

14.08.2020

5400048400

2021

14.02.2021

903.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

14.08.2020

5400048414

2021

14.02.2021

904.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.08.2020

5400048219

2021

10.02.2021

905.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.08.2020

5400048153

2021

10.02.2021

906.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.08.2020

5400048222

2021

10.02.2021

907.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

18.08.2020

5400048439

2021

18.02.2021

908.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.08.2020

5400048206

2021

10.02.2021

909.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.08.2020

5400048215

2021

10.02.2021

910.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.08.2020

5400048299

2021

10.02.2021

911.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.08.2020

5400048274

2021

10.02.2021

912.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

21.08.2020

5400048489

2021

21.02.2021

913.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

20.08.2020

5400048487

2021

20.02.2021

914.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

19.08.2020

5400048521

2021

19.02.2021

915.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

21.08.2020

5400048500

2021

21.02.2021

916.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

18.08.2020

5400048491

2021

18.02.2021

917.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

11.08.2020

5400048329

2021

11.02.2021

918.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

12.08.2020

5400048368

2021

12.02.2021

919.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

25.08.2020

5400048574

2021

25.02.2021

920.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

11.08.2020

5400048387

2021

11.02.2021

921.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

25.08.2020

5400048669

2021

25.02.2021

922.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.08.2020

5400048661

2021

24.02.2021

923.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

13.08.2020

5400048448

2021

13.02.2021

924.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.08.2020

5400048653

2021

24.02.2021

925.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.08.2020

5400048666

2021

24.02.2021

926.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

28.08.2020

5400048694

2021

28.02.2021

927.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

01.09.2020

5400048757

2021

01.03.2021

928.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

27.08.2020

5400048776

2021

27.02.2021

929.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.09.2020

5400048593

2021

10.03.2021

930.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

23.08.2020

5400048594

2021

23.02.2021

931.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

26.08.2020

5400048657

2021

26.02.2021

932.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

08.09.2020

5400048789

2021

08.03.2021

933.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

01.09.2020

5400048824

2021

01.03.2021

934.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,013

02.09.2020

5400048859

2021

02.03.2021

935.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

28.08.2020

5400048795

2021

28.02.2021

936.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

02.09.2020

5400048828

2021

02.03.2021

937.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

29.08.2020

5400048791

2021

28.02.2021

938.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

02.09.2020

5400048833

2021

02.03.2021

939.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

08.09.2020

5400048948

2021

08.03.2021

940.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.09.2020

5400048863

2021

04.03.2021

941.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.09.2020

5400048864

2021

04.03.2021

942.

ПС 110 кВ Гагарский

МУП городского округа Заречный "Теплоцентраль"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,03

24.09.2020

5400049000

2021

24.03.2021

943.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0

11.09.2020

5400048922

2021

11.03.2021

944.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

17.09.2020

5400049059

2021

17.03.2021

945.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,008

08.09.2020

5400048971

2021

08.03.2021

946.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.09.2020

5400049036

2021

16.03.2021

947.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

14.09.2020

5400049039

2021

14.03.2021

948.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

23.09.2020

5400049137

2021

23.03.2021

949.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

08.10.2020

5400049476

2021

08.10.2021

950.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

29.09.2020

5400049201

2021

29.03.2021

951.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.09.2020

5400049099

2021

15.03.2021

952.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.09.2020

5400049097

2021

15.03.2021

953.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

23.09.2020

5400049284

2021

23.03.2021

954.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

28.09.2020

5400049287

2021

28.03.2021

955.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

02.10.2020

5400049319

2021

02.04.2021

956.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,013

18.09.2020

5400049176

2021

18.03.2021

957.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

29.09.2020

5400049340

2021

29.03.2021

958.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

14.10.2020

5400049419

2021

14.04.2021

959.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

07.10.2020

5400049417

2021

07.04.2021

960.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

30.09.2020

5400049363

2021

30.03.2021

961.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

23.09.2020

5400049282

2021

23.03.2021

962.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

05.10.2020

5400049427

2021

05.04.2021

963.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.09.2020

5400049311

2021

24.03.2021

964.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

25.09.2020

5400049307

2021

25.03.2021

965.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

06.10.2020

5400049482

2021

06.04.2021

966.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

06.10.2020

5400049483

2021

06.04.2021

967.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

06.10.2020

5400049515

2021

06.04.2021

968.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,014

12.10.2020

5400049542

2021

12.04.2021

969.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

09.10.2020

5400049548

2021

09.04.2021

970.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

14.10.2020

5400049554

2021

14.04.2021

971.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

13.10.2020

5400049586

2021

13.04.2021

972.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

02.10.2020

5400049450

2021

02.04.2021

973.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

21.10.2020

5400049720

2021

21.04.2021

974.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

21.10.2020

5400049658

2021

21.04.2021

975.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

21.10.2020

5400049727

2021

21.04.2021

976.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

28.10.2020

5400049743

2021

28.04.2021

977.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

14.10.2020

5400049617

2021

14.04.2021

978.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

28.10.2020

5400049761

2021

28.04.2021

979.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,02

31.12.2020

5400050066

2021

31.12.2021

980.

ПС 110 кВ Гагарский

ИП Газарян Артуш Георгевич

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,129

26.11.2020

5400049931

2021

26.05.2021

981.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.10.2020

5400049689

2021

16.04.2021

982.

ПС 110 кВ Гагарский

МУП городского округа Заречный "Теплоцентраль"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0

10.11.2020

5400050054

2021

10.05.2021

983.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

11.11.2020

5400050060

2021

11.05.2021

984.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

29.10.2020

5400049944

2021

29.04.2021

985.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

13.11.2020

5400050128

2021

13.05.2021

986.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

06.11.2020

5400049991

2021

06.05.2021

987.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.11.2020

5400050168

2021

16.05.2021

988.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

18.11.2020

5400050248

2021

18.05.2021

989.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

18.11.2020

5400050252

2021

18.05.2021

990.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

25.11.2020

5400050193

2021

25.05.2021

991.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

08.12.2020

5400050614

2021

08.06.2021

992.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

09.12.2020

5400050678

2021

09.06.2021

993.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

08.12.2020

5400050679

2021

08.06.2021

994.

ПС 110 кВ Гагарский

ПАО "Мобильные ТелеСистемы"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

22.12.2020

5400050703

2021

22.06.2021

995.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

17.12.2020

5400050700

2021

17.06.2021

996.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

21.12.2020

5400050691

2021

21.06.2021

997.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.12.2020

5400050761

2021

15.06.2021

998.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

22.12.2020

5400050850

2021

22.06.2021

999.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

14.12.2020

5400050741

2021

14.06.2021

1000.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

28.12.2020

5400050923

2021

28.06.2021

1001.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

28.12.2020

5400050968

2021

28.06.2021

1002.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

28.12.2020

5400050910

2021

28.06.2021

1003.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

30.12.2020

5400051037

2021

30.06.2021

1004.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

18.12.2020

5400050886

2021

18.06.2021

1005.

ПС 110 кВ Гагарский

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

28.12.2020

5400051021

2021

28.06.2021

1006.

ПС 110 кВ Капралово

МАУ "Спортивный клуб "Темп"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,12

19.11.2019

5200049588

2021

19.11.2020

1007.

ПС 110 кВ Капралово

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,097

05.03.2020

5200051098

2021

05.03.2021

1008.

ПС 110 кВ Капралово

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,007

20.07.2020

5200051258

2021

20.01.2021

1009.

ПС 110 кВ Капралово

АО "РСК"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,78

30.03.2020

5200051420

2021

30.03.2021

1010.

ПС 110 кВ Капралово

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

17.04.2020

5200051485

2021

17.04.2021

1011.

ПС 110 кВ Капралово

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,007

24.06.2020

5200051929

2021

24.06.2021

1012.

ПС 110 кВ Капралово

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

21.06.2020

5200051968

2021

29.04.2021

1013.

ПС 110 кВ Капралово

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.07.2020

5200052243

2021

24.01.2021

1014.

ПС 110 кВ Капралово

ООО "Башни. Урал"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

02.09.2020

5200052583

2021

02.03.2021

1015.

ПС 110 кВ Капралово

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,007

16.09.2020

5200052691

2021

16.03.2021

1016.

ПС 110 кВ Капралово

ООО ПКФ "УМЗ"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,2

02.11.2020

5200052868

2021

02.11.2021

1017.

ПС 110 кВ Капралово

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.10.2020

5200053004

2021

15.04.2021

1018.

ПС 110 кВ Капралово

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

20.10.2020

5200053049

2021

20.04.2021

1019.

ПС 110 кВ Капралово

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

06.11.2020

5200053149

2021

06.05.2021

1020.

ПС 110 кВ Капралово

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,007

21.10.2020

5200053057

2021

21.04.2021

1021.

ПС 110 кВ Капралово

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,007

20.11.2020

5200053299

2021

20.05.2021

1022.

ПС 110 кВ Капралово

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,007

25.12.2020

5200053517

2021

25.06.2021

1023.

ПС 110 кВ Капралово

ИП Калейникова Ольга Валентиновна

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,038

02.12.2020

5200053358

2021

02.04.2021

1024.

ПС 110 кВ Полевская

ООО "АЛЕКС"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,65

21.05.2020

5200051647

2021

21.05.2021

1025.

ПС 110 кВ Полевская

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,09

04.06.2020

5200051740

2021

04.06.2021

1026.

ПС 110 кВ Полевская

ООО "Пресс"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

29.12.2020

5200053476

2021

29.06.2021

1027.

ПС 110 кВ Свобода

ООО "Красная горка"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,35

17.09.2013

2362

2021

31.03.2021

1028.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,92

29.01.2015

ТП-54/5657

2021

01.01.2021

1029.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

14.02.2018

5400034471

2021

01.04.2021

1030.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

19.07.2018

5400037196

2021

30.05.2021

1031.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

25.09.2019

5400042262

2021

28.02.2021

1032.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

30.04.2020

5400046546

2021

15.03.2021

1033.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

29.05.2020

5400046890

2021

01.03.2021

1034.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,0115

11.06.2020

5400047216

2021

11.04.2021

1035.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

17.06.2020

5400047295

2021

17.06.2021

1036.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

18.06.2020

5400047293

2021

18.02.2021

1037.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

30.06.2020

5400047550

2021

18.06.2021

1038.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

13.07.2020

5400047708

2021

13.01.2021

1039.

ПС 110 кВ Свобода

МБУ Сысертского городского округа "Благоустройство"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.07.2020

5400047981

2021

24.01.2021

1040.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

25.08.2020

5400047749

2021

25.02.2021

1041.

ПС 110 кВ Свобода

МБУ Сысертского городского округа "Благоустройство"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

23.07.2020

5400047938

2021

23.01.2021

1042.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

11.08.2020

5400047765

2021

11.02.2021

1043.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

20.07.2020

5400047808

2021

20.01.2021

1044.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

22.07.2020

5400047878

2021

22.01.2021

1045.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

23.07.2020

5400047919

2021

23.01.2021

1046.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

24.08.2020

5400048108

2021

24.02.2021

1047.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

27.08.2020

5400048295

2021

27.02.2021

1048.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

14.08.2020

5400048365

2021

14.02.2021

1049.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

14.08.2020

5400048386

2021

14.02.2021

1050.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

17.08.2020

5400048398

2021

17.02.2021

1051.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

25.08.2020

5400048691

2021

25.02.2021

1052.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

25.08.2020

5400048690

2021

25.02.2021

1053.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

31.08.2020

5400048683

2021

28.02.2021

1054.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

27.08.2020

5400048726

2021

27.02.2021

1055.

ПС 110 кВ Свобода

Администрация Сысертского городского округа

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,4886

16.10.2020

5400049345

2021

16.10.2021

1056.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

07.09.2020

5400048891

2021

07.03.2021

1057.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,009

16.09.2020

5400049072

2021

16.03.2021

1058.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

21.09.2020

5400049156

2021

21.03.2021

1059.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

22.09.2020

5400049164

2021

22.03.2021

1060.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

02.10.2020

5400049376

2021

02.04.2021

1061.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,03

20.10.2020

5400049745

2021

20.10.2021

1062.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

08.10.2020

5400049472

2021

08.04.2021

1063.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

12.10.2020

5400049559

2021

12.04.2021

1064.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

02.11.2020

5400049722

2021

02.05.2021

1065.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

28.10.2020

5400049839

2021

28.04.2021

1066.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

11.11.2020

5400049863

2021

11.05.2021

1067.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

02.11.2020

5400049919

2021

02.05.2021

1068.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

05.11.2020

5400049959

2021

05.05.2021

1069.

ПС 110 кВ Свобода

МБУ Сысертского городского округа "Благоустройство"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

25.11.2020

5400049943

2021

25.05.2021

1070.

ПС 110 кВ Свобода

ООО "Т2 Мобайл"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,0075

02.12.2020

5400050035

2021

02.06.2021

1071.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

13.11.2020

5400050138

2021

13.05.2021

1072.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

14.12.2020

5400050452

2021

14.12.2021

1073.

ПС 110 кВ Свобода

ООО "Жилые кварталы"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,149

20.11.2020

5400050204

2021

20.05.2021

1074.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

08.12.2020

5400050631

2021

08.06.2021

1075.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

21.12.2020

5400050840

2021

21.06.2021

1076.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

23.12.2020

5400050899

2021

23.06.2021

1077.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

25.12.2020

5400050977

2021

25.06.2021

1078.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

29.12.2020

5400051006

2021

29.06.2021

1079.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

25.01.2021

5400051329

2022

25.01.2022

1080.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

28.12.2020

5400051053

2021

28.12.2021

1081.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

25.01.2021

5400050736

2021

25.07.2021

1082.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.01.2021

5400051145

2021

15.07.2021

1083.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,135

09.03.2021

5400051560

2022

09.03.2022

1084.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,035

15.03.2021

5400052113

2022

15.03.2022

1085.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

03.03.2021

5400051983

2021

03.09.2021

1086.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

09.03.2021

5400052030

2021

09.09.2021

1087.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

12.03.2021

5400052144

2021

12.09.2021

1088.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

17.03.2021

5400052202

2021

17.09.2021

1089.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

17.03.2021

5400052225

2021

17.09.2021

1090.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

17.03.2021

5400052232

2021

17.09.2021

1091.

ПС 110 кВ Свобода

ООО "Геоинвест"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,5

18.03.2021

5400052153

2022

18.03.2022

1092.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.03.2021

5400052146

2021

15.09.2021

1093.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

19.03.2021

5400052130

2021

19.09.2021

1094.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

17.03.2021

5400052197

2021

17.09.2021

1095.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

17.03.2021

5400052198

2021

17.09.2021

1096.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.03.2021

5400052145

2021

15.09.2021

1097.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.03.2021

5400052160

2021

15.09.2021

1098.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.03.2021

5400052035

2021

10.09.2021

1099.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,08

18.03.2021

5400052340

2022

18.03.2022

1100.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,031

04.02.2021

5400051581

2022

04.02.2022

1101.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

22.01.2021

5400051282

2022

22.01.2022

1102.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

08.02.2021

5400051602

2022

08.02.2022

1103.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,04

15.03.2021

5400052333

2022

15.03.2022

1104.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

18.03.2021

5400052331

2022

18.03.2022

1105.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

09.03.2021

5400052131

2022

09.03.2022

1106.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

11.03.2021

5400052193

2022

11.03.2022

1107.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

11.03.2021

5400052180

2022

11.03.2022

1108.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

17.03.2021

5400052326

2022

17.03.2022

1109.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.03.2021

5400052278

2022

16.03.2022

1110.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.03.2021

5400052276

2022

16.03.2022

1111.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

18.03.2021

5400052297

2022

18.03.2022

1112.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

19.03.2021

5400052355

2022

19.03.2022

1113.

ПС 110 кВ Свобода

Администрация Сысертского городского округа

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,0005

27.01.2021

5400051382

2022

27.01.2022

1114.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

09.02.2021

5400051639

2022

09.02.2022

1115.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,02

09.03.2021

5400052097

2022

09.03.2022

1116.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

04.03.2021

5400052049

2022

04.03.2022

1117.

ПС 110 кВ Свобода

ООО "Т2 Мобайл"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,0075

18.03.2021

5400052325

2022

18.03.2022

1118.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

19.03.2021

5400052360

2022

19.03.2022

1119.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

18.03.2021

5400052359

2022

18.03.2022

1120.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

25.01.2021

5400051246

2021

25.07.2021

1121.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

19.01.2021

5400051206

2021

19.07.2021

1122.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

28.01.2021

5400051292

2021

28.07.2021

1123.

ПС 110 кВ Свобода

ООО "Рента Трейд"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,147

05.03.2021

5400051495

2021

05.09.2021

1124.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,0115

18.02.2021

5400051595

2021

18.08.2021

1125.

ПС 110 кВ Свобода

ООО "УГМЗ"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,124

26.02.2021

5400051553

2021

26.08.2021

1126.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.02.2021

5400051635

2021

15.08.2021

1127.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,02

29.01.2021

5400051482

2022

29.01.2022

1128.

ПС 110 кВ Свобода

Администрация Сысертского городского округа

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,06

29.01.2021

5400051420

2022

29.01.2022

1129.

ПС 110 кВ Свобода

Администрация Сысертского городского округа

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,1541

15.02.2021

5400051727

2022

15.02.2022

1130.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

02.03.2021

5400051987

2022

02.03.2022

1131.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,03

15.03.2021

5400052337

2022

15.03.2022

1132.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

15.03.2021

5400052203

2022

15.03.2022

1133.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

18.03.2021

5400052308

2022

18.03.2022

1134.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,0115

26.01.2021

5400051274

2021

26.07.2021

1135.

ПС 110 кВ Свобода

ООО "УГМЗ"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

10.02.2021

5400051353

2021

10.08.2021

1136.

ПС 110 кВ Свобода

ООО "Тритон"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

26.02.2021

5400051585

2021

26.08.2021

1137.

ПС 110 кВ Свобода

ООО "Тритон"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

26.02.2021

5400051632

2021

26.08.2021

1138.

ПС 110 кВ Свобода

ИП Иванова Ольга Сергеевна

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

26.02.2021

5400051806

2021

26.08.2021

1139.

ПС 110 кВ Свобода

ООО "Стройкомплект"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,12

19.02.2021

5400051740

2021

19.08.2021

1140.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.01.2021

5400051034

2021

04.07.2021

1141.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

11.01.2021

5400051022

2021

11.07.2021

1142.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

06.01.2021

5400051061

2021

06.07.2021

1143.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.01.2021

5400051151

2021

15.07.2021

1144.

ПС 110 кВ Свобода

ПАО "Мобильные ТелеСистемы"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

21.01.2021

5400051116

2021

21.07.2021

1145.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

18.01.2021

5400051152

2021

18.07.2021

1146.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

18.01.2021

5400051172

2021

18.07.2021

1147.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

25.01.2021

5400051197

2021

25.07.2021

1148.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

21.01.2021

5400051234

2021

21.07.2021

1149.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

11.11.2020

5400050151

2021

11.11.2021

1150.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

25.11.2020

5400050453

2021

25.11.2021

1151.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

07.12.2020

5400050735

2021

07.12.2021

1152.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

07.12.2020

5400050745

2021

07.12.2021

1153.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

23.12.2020

5400050975

2021

23.12.2021

1154.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

14.01.2021

5400051177

2022

14.01.2022

1155.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

23.12.2020

5400050957

2021

23.12.2021

1156.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.12.2020

5400051026

2021

24.12.2021

1157.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

25.12.2020

5400051039

2021

25.12.2021

1158.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

22.01.2021

5400051278

2022

22.01.2022

1159.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

13.01.2021

5400051148

2022

13.01.2022

1160.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.01.2021

5400051200

2022

15.01.2022

1161.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,005

28.01.2021

5400051424

2022

28.01.2022

1162.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

19.01.2021

5400051236

2022

19.01.2022

1163.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

02.02.2021

5400050866

2021

02.08.2021

1164.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.02.2021

5400051174

2021

24.08.2021

1165.

ПС 110 кВ Свобода

АО "Русские Башни"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

19.10.2020

5400049755

2021

19.10.2021

1166.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,009

29.10.2020

5400049957

2021

29.10.2021

1167.

ПС 110 кВ Свобода

ИП Иванов Дмитрий Сергеевич

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,08

13.10.2020

5400049695

2021

13.10.2021

1168.

ПС 110 кВ Свобода

ООО "Геоинвест"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,249

22.01.2021

5400051286

2022

22.01.2022

1169.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

06.11.2020

5400050148

2021

06.11.2021

1170.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,08

20.01.2021

5400051258

2022

20.01.2022

1171.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,03

19.02.2021

5400051853

2022

19.02.2022

1172.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

21.10.2020

5400049842

2021

21.10.2021

1173.

ПС 110 кВ Свобода

ООО "Красный ключ"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,518

20.10.2020

5400049786

2021

20.10.2021

1174.

ПС 110 кВ Сысерть

ООО "Связьинформ"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

02.03.2017

5400029839

2021

01.01.2021

1175.

ПС 110 кВ Сысерть

Администрация Сысертского городского округа

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.04.2019

5400040729

2021

01.03.2021

1176.

ПС 110 кВ Сысерть

ИП Попандопуло Святослав Юрьевич

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,145

04.04.2019

5400040797

2021

11.01.2021

1177.

ПС 110 кВ Сысерть

Администрация Сысертского городского округа

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,03

31.07.2020

5400047772

2021

31.01.2021

1178.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,03

02.07.2020

5400047519

2021

02.07.2021

1179.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

09.06.2020

5400047077

2021

09.06.2021

1180.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

15.06.2020

5400047222

2021

15.04.2021

1181.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

08.06.2020

5400047159

2021

08.06.2021

1182.

ПС 110 кВ Сысерть

ИП Ладыгин Станислав Владимирович

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,09

20.07.2020

5400047590

2021

20.01.2021

1183.

ПС 110 кВ Сысерть

МБУ Сысертского городского округа "Благоустройство"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

21.07.2020

5400047936

2021

21.01.2021

1184.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

22.07.2020

5400047751

2021

22.01.2021

1185.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

16.07.2020

5400047770

2021

16.01.2021

1186.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

30.07.2020

5400048098

2021

30.01.2021

1187.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,0235

14.09.2020

5400048446

2021

14.09.2021

1188.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

07.08.2020

5400048226

2021

07.02.2021

1189.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

05.08.2020

5400048189

2021

05.02.2021

1190.

ПС 110 кВ Сысерть

Администрация Сысертского городского округа

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,02

08.09.2020

5400048385

2021

08.03.2021

1191.

ПС 110 кВ Сысерть

Администрация Сысертского городского округа

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,02

08.09.2020

5400048360

2021

08.03.2021

1192.

ПС 110 кВ Сысерть

ИП Алексеева Светлана Саетяновна

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,031

27.08.2020

5400048656

2021

27.02.2021

1193.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

20.08.2020

5400048570

2021

20.02.2021

1194.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

08.09.2020

5400048956

2021

08.03.2021

1195.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

15.09.2020

5400049076

2021

15.03.2021

1196.

ПС 110 кВ Сысерть

ИП Чолахян Артур Айкович

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,07

29.09.2020

5400049166

2021

29.03.2021

1197.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

30.09.2020

5400049220

2021

30.03.2021

1198.

ПС 110 кВ Сысерть

ИП Иванов Дмитрий Сергеевич

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

29.09.2020

5400049346

2021

29.03.2021

1199.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

28.09.2020

5400049324

2021

28.03.2021

1200.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

28.09.2020

5400049329

2021

28.03.2021

1201.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

06.10.2020

5400049475

2021

06.04.2021

1202.

ПС 110 кВ Сысерть

государственное автономное учреждение здравоохранения Свердловской области "Сысертская центральная районная больница"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

22.10.2020

5400049505

2021

22.04.2021

1203.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

20.10.2020

5400049557

2021

20.04.2021

1204.

ПС 110 кВ Сысерть

ИП Иванов Дмитрий Сергеевич

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,09

13.10.2020

5400049541

2021

13.04.2021

1205.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

09.10.2020

5400049569

2021

09.04.2021

1206.

ПС 110 кВ Сысерть

ИП Ковин Владимир Юрьевич

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

08.10.2020

5400049568

2021

08.04.2021

1207.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

06.11.2020

5400049910

2021

06.11.2021

1208.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

05.11.2020

5400049974

2021

05.05.2021

1209.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

05.11.2020

5400049966

2021

05.05.2021

1210.

ПС 110 кВ Сысерть

ООО "Т2 Мобайл"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,0075

02.12.2020

5400050039

2021

02.06.2021

1211.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

17.11.2020

5400050178

2021

17.05.2021

1212.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

23.11.2020

5400050317

2021

23.05.2021

1213.

ПС 110 кВ Сысерть

Администрация Сысертского городского округа

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,0005

21.12.2020

5400050393

2021

21.06.2021

1214.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

30.11.2020

5400050441

2021

30.05.2021

1215.

ПС 110 кВ Сысерть

Администрация Сысертского городского округа

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,0005

21.12.2020

5400050432

2021

21.06.2021

1216.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

21.12.2020

5400050841

2021

21.06.2021

1217.

ПС 110 кВ Сысерть

ООО "Борей"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,055

29.12.2020

5400050940

2021

29.06.2021

1218.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

28.12.2020

5400051007

2021

28.06.2021

1219.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

14.01.2021

5400051153

2021

14.07.2021

1220.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

29.01.2021

5400051338

2021

29.07.2021

1221.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

26.01.2021

5400051290

2021

26.07.2021

1222.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

01.02.2021

5400051374

2021

01.08.2021

1223.

ПС 110 кВ Сысерть

ИП Казакова Дарья Александровна

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.02.2021

5400051689

2021

16.08.2021

1224.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

08.02.2021

5400051556

2021

08.08.2021

1225.

ПС 110 кВ Сысерть

ООО "Медовая компания"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

03.02.2021

5400051455

2021

03.08.2021

1226.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

02.02.2021

5400051399

2021

02.08.2021

1227.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

11.02.2021

5400051582

2021

11.08.2021

1228.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.02.2021

5400051612

2021

15.08.2021

1229.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,0115

10.02.2021

5400051593

2021

10.08.2021

1230.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

12.02.2021

5400051637

2021

12.08.2021

1231.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

16.02.2021

5400051672

2021

16.08.2021

1232.

ПС 110 кВ Сысерть

ИП Арнаутов Максим Владимирович

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.02.2021

5400051615

2021

15.08.2021

1233.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

08.02.2021

5400051542

2021

08.08.2021

1234.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

16.02.2021

5400051707

2021

16.08.2021

1235.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

09.02.2021

5400051596

2021

09.08.2021

1236.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

11.02.2021

5400051605

2021

11.08.2021

1237.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

16.02.2021

5400051725

2021

16.08.2021

1238.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

19.02.2021

5400051750

2021

19.08.2021

1239.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.02.2021

5400051636

2021

15.08.2021

1240.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

18.02.2021

5400051733

2021

18.08.2021

1241.

ПС 110 кВ Сысерть

ИП Иванова Ольга Сергеевна

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,085

26.02.2021

5400051818

2021

26.08.2021

1242.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

01.03.2021

5400051938

2021

01.09.2021

1243.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.02.2021

5400051731

2021

16.08.2021

1244.

ПС 110 кВ Сысерть

ИП Иванов Дмитрий Сергеевич

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,1

26.02.2021

5400051807

2021

26.08.2021

1245.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,0105

26.02.2021

5400051906

2021

26.08.2021

1246.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

25.02.2021

5400051890

2021

25.08.2021

1247.

ПС 110 кВ Свердловская

ИП Саттаров Ильдар Наильевич. Саттарова Елена Юрьевна

АО "ЕЭСК"

0,15

23.10.2018

33263

2021

23.10.2020

1248.

ПС 110 кВ Свердловская

МКУ "Городское благоустройство"

АО "ЕЭСК"

0,015

05.12.2018

32302

2021

05.12.2020

1249.

ПС 110 кВ Свердловская

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

14.11.2019

37692

2021

14.11.2021

1250.

ПС 110 кВ Свердловская

СНТ "Энергетик" Западных электрических сетей АО "Свердловэнерго"

АО "ЕЭСК"

0,015

02.03.2020

38886

2022

02.03.2022

1251.

ПС 110 кВ Свердловская

ООО "ЭЛСИТРЭЙД-Екб"

АО "ЕЭСК"

0,015

09.06.2020

39618

2022

09.06.2022

1252.

ПС 110 кВ Свердловская

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

29.04.2020

39212

2022

29.04.2022

1253.

ПС 110 кВ Свердловская

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

01.11.2020

41838

2022

01.11.2022

1254.

ПС 110 кВ Свердловская

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

13.11.2020

41965

2022

13.11.2022

1255.

ПС 110 кВ Свердловская

ООО "Специализированный застройщик "Светопрозрачные конструкции Урал"

АО "ЕЭСК"

1,334

03.11.2020

41410

2022

03.11.2022

1256.

ПС 110 кВ Тугулым

государственное автономное учреждение социального обслуживания Свердловской области "Социально-реабилитационный центр для несовершеннолетних Тугулымского района"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,093

28.01.2019

5800010278

2021

30.05.2021

1257.

ПС 110 кВ Тугулым

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.03.2020

5800011368

2022

10.03.2022

1258.

ПС 110 кВ Тугулым

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

06.08.2020

5800011784

2021

06.02.2021

1259.

ПС 110 кВ Тугулым

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.08.2020

5800011817

2021

24.08.2021

1260.

ПС 110 кВ Тугулым

ПАО "Ростелеком"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,001

15.09.2020

5800011868

2021

15.03.2021

1261.

ПС 110 кВ Тугулым

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

01.10.2020

5800011975

2021

01.04.2021

1262.

ПС 110 кВ Тугулым

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.10.2020

5800012028

2021

16.04.2021

1263.

ПС 110 кВ Тугулым

ПАО "Ростелеком"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,001

09.12.2020

5800012117

2021

09.06.2021

1264.

ПС 110 кВ Шпагатная

Администрация Арамильского городского округа Свердловской области

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

06.11.2019

5400043885

2021

31.12.2021

1265.

ПС 110 кВ Шпагатная

Дачный ПК "Зеленые просторы" в интересах Немеренко А.В.

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

23.10.2019

5400043971

2021

29.03.2021

1266.

ПС 110 кВ Шпагатная

ООО "Серебряный век"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,32

06.02.2020

5400044464

2022

01.01.2022

1267.

ПС 110 кВ Шпагатная

ООО "ПроПласт"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,035

04.12.2019

5400044451

2021

01.04.2021

1268.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.07.2020

5400045027

2021

24.01.2021

1269.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

21.01.2020

5400045166

2021

01.06.2021

1270.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

26.02.2020

5400045633

2021

01.01.2021

1271.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

11.08.2020

5400045706

2021

11.02.2021

1272.

ПС 110 кВ Шпагатная

ООО "Серебряный век"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

24.03.2020

5400045833

2021

01.06.2021

1273.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

19.03.2020

5400046129

2021

01.01.2021

1274.

ПС 110 кВ Шпагатная

ООО "Импост"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

07.05.2020

5400046577

2021

30.04.2021

1275.

ПС 110 кВ Шпагатная

ООО "Импост"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

27.03.2020

5400046202

2021

30.04.2021

1276.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,011

10.04.2020

5400046333

2021

15.11.2020

1277.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

14.06.2020

5400046643

2021

31.05.2021

1278.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

05.06.2020

5400046711

2021

31.05.2021

1279.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.05.2020

5400046723

2021

31.05.2021

1280.

ПС 110 кВ Шпагатная

ИП Чолахян Смбат Овсепович

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

06.10.2020

5400047164

2021

06.10.2021

1281.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,021

07.07.2020

5400047670

2021

07.07.2021

1282.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

03.07.2020

5400047615

2021

03.01.2021

1283.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.07.2020

5400047814

2021

15.01.2021

1284.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.07.2020

5400047801

2021

20.02.2021

1285.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,31

25.08.2020

5400048140

2021

25.08.2021

1286.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

21.07.2020

5400047903

2021

21.01.2021

1287.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

28.07.2020

5400048001

2021

28.01.2021

1288.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

03.08.2020

5400048028

2021

03.02.2021

1289.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.08.2020

5400048033

2021

24.02.2021

1290.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,011

31.07.2020

5400048097

2021

31.01.2021

1291.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

18.08.2020

5400048101

2021

18.02.2021

1292.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

11.08.2020

5400048188

2021

11.02.2021

1293.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

11.08.2020

5400048253

2021

11.02.2021

1294.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,011

07.08.2020

5400048312

2021

07.02.2021

1295.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

18.08.2020

5400048279

2021

18.02.2021

1296.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

21.08.2020

5400048568

2021

21.02.2021

1297.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

17.08.2020

5400048488

2021

17.02.2021

1298.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

23.09.2020

5400048779

2021

23.03.2021

1299.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

31.08.2020

5400048750

2021

28.02.2021

1300.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

31.08.2020

5400048753

2021

28.02.2021

1301.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

07.09.2020

5400048872

2021

07.03.2021

1302.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

03.09.2020

5400048875

2021

03.03.2021

1303.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

14.09.2020

5400049021

2021

14.03.2021

1304.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

23.09.2020

5400049033

2021

23.03.2021

1305.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

24.09.2020

5400049151

2021

24.03.2021

1306.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.09.2020

5400049062

2021

16.03.2021

1307.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

23.09.2020

5400049239

2021

23.03.2021

1308.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

22.09.2020

5400049237

2021

22.03.2021

1309.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

23.09.2020

5400049253

2021

23.03.2021

1310.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,011

28.09.2020

5400049328

2021

28.03.2021

1311.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

29.09.2020

5400049334

2021

29.03.2021

1312.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,025

09.10.2020

5400049573

2021

09.10.2021

1313.

ПС 110 кВ Шпагатная

ГКУ Свердловской области "Управление автомобильных дорог"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,005

26.10.2020

5400049463

2021

26.04.2021

1314.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.10.2020

5400049648

2021

15.04.2021

1315.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

09.10.2020

5400049534

2021

09.04.2021

1316.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

13.10.2020

5400049577

2021

13.04.2021

1317.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

13.10.2020

5400049574

2021

13.04.2021

1318.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

13.10.2020

5400049571

2021

13.04.2021

1319.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

14.10.2020

5400049546

2021

14.04.2021

1320.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.10.2020

5400049655

2021

16.04.2021

1321.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

23.11.2020

5400049939

2021

23.05.2021

1322.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

11.11.2020

5400050083

2021

11.05.2021

1323.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,007

19.11.2020

5400050181

2021

19.05.2021

1324.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.11.2020

5400050205

2021

16.05.2021

1325.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

02.12.2020

5400050415

2021

02.06.2021

1326.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.11.2020

5400050411

2021

24.05.2021

1327.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.12.2020

5400050765

2021

16.06.2021

1328.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.12.2020

5400050777

2021

16.06.2021

1329.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.12.2020

5400050779

2021

16.06.2021

1330.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

25.12.2020

5400050900

2021

25.06.2021

1331.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

25.12.2020

5400050976

2021

25.06.2021

1332.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,011

25.12.2020

5400050966

2021

25.06.2021

1333.

ПС 110 кВ Шпагатная

АО "АМОС-ГРУПП"

АО "Облкоммунэнерго"

2

22.01.2019

4072-2018-41

2021

22.01.2021



Приложение N 9
к схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на период 2022 - 2026 годов



ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ ПО РАЗВИТИЮ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО КОМПЛЕКСА 110 КВ И ВЫШЕ (ОБЪЕКТОВ РЕКОНСТРУКЦИИ, НОВОГО СТРОИТЕЛЬСТВА), НЕОБХОДИМЫХ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ НАДЕЖНОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Номер строки

Объект электроэнергетики

Наименование мероприятия

Организация, ответственная за реализацию мероприятия

Параметры оборудования

Краткое обоснование необходимости реализации мероприятия

Срок реализации мероприятия

до реконструкции

после реконструкции <1>

1

2

3

4

5

6

7

8

1.

ПС 220 кВ Шипеловская

строительство ПС 220 кВ Шипеловская трансформаторной мощностью 50 МВА (2 x 25 МВА)

ООО "Промдевелопмент "Большебрусянское"

-

2 x 25 МВА

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Промдевелопмент "Большебрусянское"

2024

2.

ВЛ 220 кВ Курчатовская - Каменская

строительство заходов ВЛ 220 кВ Курчатовская - Каменская на ПС 220 кВ Шипеловская

филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала

-

2 x 0,1 км, АС-400

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Промдевелопмент "Большебрусянское"

2024

3.

ПС 220 кВ Сварочная

расширение ОРУ 110 кВ на ПС 220 кВ Сварочная на одну линейную ячейку с установкой выключателя 110 кВ

филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала

-

новая ячейка 110 кВ с Iном = 1000 А

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Уралэлектромедь"

2022

4.

КЛ 110 кВ Сварочная - Электромедь N 2

строительство КЛ 110 кВ Сварочная - Электромедь N 2

АО "Уралэлектромедь"

-

3,075 км, АПвПу2г-1 x 400/95-64/110

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Уралэлектромедь"

2022

5.

ПС 110 кВ Электромедь

расширение ОРУ 110 кВ на ПС 110 кВ Электромедь на одну линейную ячейку с установкой выключателя 110 кВ

АО "Уралэлектромедь"

-

новая ячейка 110 кВ с Iном = 1000 А

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Уралэлектромедь"

2022

6.

ПС 110 кВ Полиметалл

строительство ПС 110 кВ Полиметалл с установкой двух трансформаторов мощностью 10 МВА каждый

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

-

2 x 10 МВА

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Краснотурьинск-Полиметалл"

2021

7.

ВЛ 110 кВ Воронцовский ГОК - Краснотурьинск с отпайками, ВЛ 110 кВ Воронцовский ГОК - Серов с отпайкой на ПС Птицефабрика

сооружение отпаек от ВЛ 110 кВ Воронцовский ГОК - Краснотурьинск с отпайками и ВЛ 110 кВ Воронцовский ГОК - Серов с отпайкой на ПС Птицефабрика до ПС 110 кВ Полиметалл

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

-

2 x 2,2 км, АС-120

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Краснотурьинск-Полиметалл"

2021

8.

ПС 110 кВ Карпушиха

реконструкция ПС 110 кВ Карпушиха с заменой трансформатора мощностью 10 МВА на трансформатор 16 МВА

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

1 x 10 МВА

1 x 16 МВА

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Медно-Рудная компания"

2021

9.

КВЛ 110 кВ Южная - Сибирская II цепь с отпайками

организация шлейфового захода КВЛ 110 кВ Южная - Сибирская II цепь с отпайками на ПС 110 кВ Новокольцовская

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

-

2 x 5,13 км, кабель с IДДТН >= 450 А при t = +25 град. C

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ГКУ Свердловской области "Управление капитального строительства Свердловской области" (электроснабжение объектов, необходимых для проведения XXXII Всемирной летней Универсиады 2023 года в городе Екатеринбурге) и УрФУ

2022

10.

ПС 110 кВ Новокольцовская

реконструкция сети 35 кВ с переводом ПС 35 кВ Кольцово на напряжение 110 кВ (ПС 110 кВ Новокольцовская) с установкой двух трансформаторов напряжением 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

-

2 x 25 МВА

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ГКУ Свердловской области "Управление капитального строительства Свердловской области" (электроснабжение объектов, необходимых для проведения XXXII Всемирной летней Универсиады 2023 года в городе Екатеринбурге) и УрФУ

2022

11.

ПС 110 кВ Титан

реконструкция ПС 110 кВ Титан с заменой двух трансформаторов мощностью 10 МВА каждый на трансформаторы мощностью 25 МВА каждый

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

2 x 10 МВА

2 x 25 МВА

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "Особая экономическая зона "Титановая Долина"

2022

12.

ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1 и 2 с отпайками

замена провода ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1 и 2 с отпайками на участке от ПС 220 кВ Вязовская до отпайки на ПС 110 кВ Полимер

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

2 x 0,18 км, АС-120

2 x 0,18 км, провод с IДДТН >= 450 А при t = +18 град. C

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "Особая экономическая зона "Титановая Долина"

2022

13.

ПС 110 кВ Пышма

реконструкция ПС 110 кВ Пышма с переносом на новую площадку и заменой трех трансформаторов мощностью 31,5 МВА каждый на три трансформатора мощностью 40 МВА каждый

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

3 x 31,5 МВА

3 x 40 МВА

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Уралэлектромедь"

2024

14.

КВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Пышма с отпайками, КВЛ 110 кВ Сварочная - Пышма

перезавод КВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Пышма с отпайками, КВЛ 110 кВ Сварочная - Пышма на вновь сооружаемое ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Пышма

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

-

0,527 км, провод (кабель) с пропускной способностью аналогичной АСК-185/290,562 км, провод (кабель) с пропускной способностью аналогичной АС-185/29

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Уралэлектромедь"

2024

15.

ВЛ 110 кВ Первоуральская - Кузино с отпайками и ВЛ 110 кВ Первоуральская - Бойцы

перевод отпаек на ПС 110 кВ Подволошная с ВЛ 110 кВ Первоуральская - Кузино с отпайками и ВЛ 110 кВ Первоуральская - Бойцы на ВЛ 110 кВ Первоуральская - Металл I, II цепь с отпайками

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

2 x 0,06 км, АС-120

2 x 0,06 км, АС-120

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "СТИЛ"

2021

16.

ПС 110 кВ Подволошная

замена существующих трансформаторов тока ТТ В 110 кВ Т-1 и ТТ В 110 кВ Т-2 ОРУ 110 кВ на оборудование номинальным током не менее 126 А

ОАО "РЖД"

Iном = 200 А

Iном >= 126 А

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "СТИЛ"

2022

17.

ПС 110 кВ Подволошная

реконструкция ПС 110 кВ Подволошная с заменой двух трансформаторов мощностью 16 МВА и 15 МВА на трансформаторы мощностью 25 МВА каждый

ОАО "РЖД"

1 x 15 МВА 1 x 16 МВА

2 x 25 МВА

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "СТИЛ"

2022

18.

ПС 110 кВ Волковская

реконструкция ПС 110 кВ Волковская с переносом места размещения ПС на новое место и заменой силовых трансформаторов 1 x 6,3 МВА и 1 x 10 МВА на трансформаторы 2 x 63 МВА

АО "Святогор"

1 x 6,3 МВА 1 x 10 МВА

2 x 63 МВА

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Святогор"

2023

19.

ВЛ 110 кВ В. Тура - Тагил 1, 2 с отпайками

сооружение отпаек от ВЛ 110 кВ В. Тура - Тагил 1, 2 с отпайками до ПС 110 кВ Волковская, сооружаемой на новом месте

АО "Святогор"

-

провод с IДДТН >= 350 А при t = +25 град. C

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Святогор"

2023

20.

ПС 110 кВ Бородовская

строительство ПС 110 кВ Бородовская с установкой двух трансформаторов мощностью 16 МВА каждый

ОАО "РЖД"

-

2 x 16 МВА

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" (ПС 110 кВ Бородовская)

2023

21.

ВЛ 110 кВ Первоуральская - Капралово II цепь

сооружение отпайки от ВЛ 110 кВ Первоуральская - Капралово II цепь до границ земельного участка заявителя (ОАО "РЖД")

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

-

0,05 км, АС-70; 0,76 км, кабелем сечением 185 мм2

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" (ПС 110 кВ Бородовская)

2023

22.

ВЛ 110 кВ Первоуральская - Капралово II цепь

сооружение отпайки от ВЛ 110 кВ Первоуральская - Капралово II цепь от границы земельного участка ОАО "РЖД" до ПС 110 кВ Бородовская

ОАО "РЖД"

-

ЛЭП с IДДТН >= 85 А при t = +40 град. C и ниже

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" (ПС 110 кВ Бородовская)

2023

23.

ВЛ 110 кВ Первоуральская - ДОЗ с отпайкой на ПС Мирная

сооружение отпайки от отпайки на ПС Мирная от ВЛ 110 кВ Первоуральская - ДОЗ с отпайкой на ПС Мирная до границ земельного участка заявителя (ОАО "РЖД")

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

-

0,05 км, АС-70; 0,150 км, кабелем сечением 185 мм2

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" (ПС 110 кВ Бородовская)

2023

24.

ВЛ 110 кВ Первоуральская - ДОЗ с отпайкой на ПС Мирная

сооружение отпайки от отпайки на ПС Мирная от ВЛ 110 кВ Первоуральская - ДОЗ с отпайкой на ПС Мирная от границы земельного участка ОАО "РЖД" до ПС 110 кВ Бородовская

ОАО "РЖД"

-

ЛЭП с IДДТН >= 85 А при t = +40 град. C и ниже

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" (ПС 110 кВ Бородовская)

2023

25.

ВЛ 110 кВ Первоуральская - ДОЗ с отпайкой на ПС Мирная

установка ВЧ-заградителя на вновь сооружаемой отпайке от отпайки на ПС Мирная от ВЛ 110 кВ Первоуральская - ДОЗ с отпайкой на ПС Мирная до ПС 110 кВ Бородовская

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

-

Iном >= 85 А

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" (ПС 110 кВ Бородовская)

2023

26.

ПС 110 кВ Костриково

строительство ПС 110 кВ Костриково с установкой двух трансформаторов мощностью 16 МВА каждый

ОАО "РЖД"

-

2 x 16 МВА

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" (ПС 110 кВ Костриково)

2023

27.

ВЛ 110 кВ Полевская - Гвоздика с отпайкой на ПС Диорит, ВЛ 110 кВ Дегтярка - Макарцево с отпайкой на ПС Верхнее Макарово

сооружение отпаек от ВЛ 110 кВ Полевская - Гвоздика с отпайкой на ПС Диорит, ВЛ 110 кВ Дегтярка - Макарцево с отпайкой на ПС Верхнее Макарово до ПС 110 кВ Костриково

ОАО "РЖД"

-

ЛЭП с IДДТН >= 64 А при t = +40 град. C и ниже

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" (ПС 110 кВ Костриково)

2023

28.

ПС 110 кВ Коксовая

установка на ПС 110 кВ Коксовая трансформатора 110/35 кВ мощностью 63 МВА

ООО "ЕвразЭнергоТранс"

-

1 x 63 МВА

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "ЕВРАЗ НТМК"

2021

29.

ПС 110 кВ Коксовая

расширение ОРУ 110 кВ на ПС 110 кВ Коксовая на одну линейную ячейку с установкой выключателя 110 кВ

ООО "ЕвразЭнергоТранс"

-

Новая ячейка 110 кВ с Iном >= 789 А

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "ЕВРАЗ НТМК"

2021

30.

ПС 110 кВ Обжиговая

реконструкция ПС 110 кВ Обжиговая с установкой второго трансформатора мощностью 4,0 МВА

ООО "ЕвразЭнергоТранс"

1 x 6,3 МВА

1 x 6,3 МВА;

1 x 4 МВА

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "ЕВРАЗ - НТМК"

2023

31.

ПС 220 кВ Вязовская

создание на ПС 220 кВ Вязовская АОПО ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1 и 2 с отпайками, УПАСК (ПРД) на ПС 220 кВ Вязовская и УПАСК (ПРМ) на ПС 220 кВ Салда по ВЛ 220 кВ Салда - Тагил I и II цепь с отпайкой на ПС Вязовская для организации передачи УВ на ОН на ПС 220 кВ Салда

филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала

-

-

исключение схемно-режимных ситуаций, приводящих к вводу ГВО в энергорайоне ПС 220 кВ Салда

2021

32.

ПС 110 кВ Тугулым

реконструкция ПС 110 кВ Тугулым с заменой трансформатора 1 x 6,3 МВА на 1 x 10 МВА

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

1 x 6,3 МВА

1 x 10 МВА

предотвращение недопустимого перегруза трансформаторного оборудования при единичных отключениях, обеспечение возможности ТП потребителей, имеющих действующие ТУ на ТП

2022

33.

ПС 110 кВ Шпагатная

реконструкция ПС 110 кВ Шпагатная с заменой трансформаторов 2 x 16 МВА на 2 x 40 МВА

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

2 x 16 МВА

2 x 40 МВА

обеспечение возможности ТП потребителей, имеющих действующие ТУ на ТП

2026

34.

ПС 110 кВ Свобода

реконструкция ПС 110 кВ Свобода с заменой Т-1 мощностью 10 МВА на трансформатор мощностью 16 МВА и с установкой второго трансформатора мощностью 16 МВА

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

1 x 10 МВА

2 x 16 МВА

реконструкция электросетевого оборудования, связанная с его неудовлетворительным состоянием, обеспечение возможности ТП потребителей, имеющих действующие ТУ на ТП

2026

35.

ПС 110 кВ Полевская

реконструкция ПС 110 кВ Полевская с заменой трансформаторов 1 x 16 и 2 x 15 МВА на 2 x 40 МВА

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

1 x 16 МВА 2 x 15 МВА

2 x 40 МВА

реконструкция электросетевого оборудования, связанная с его неудовлетворительным состоянием, обеспечение возможности ТП потребителей, имеющих действующие ТУ на ТП

2026

36.

ПС 110 кВ Свердловская

реконструкция ПС 110 кВ Свердловская с заменой трансформатора 1 x 31,5 МВА на 1 x 40 МВА

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

1 x 31,5 МВА

1 x 40 МВА

реконструкция электросетевого оборудования, связанная с его неудовлетворительным состоянием, обеспечение возможности ТП потребителей, имеющих действующие ТУ на ТП

2024

37.

ПС 110 кВ Алмазная

реконструкция ПС 110 кВ Алмазная с заменой трансформаторов 2 x 6,3 МВА на трансформаторы 2 x 16 МВА

АО "ЕЭСК"

2 x 6,3 МВА

2 x 16 МВА

предотвращение недопустимого перегруза трансформаторного оборудования при единичных отключениях, обеспечение возможности ТП потребителей, имеющих действующие ТУ на ТП

2025

38.

ПС 110 кВ Горный Щит

реконструкция ПС 110 кВ Горный Щит с заменой трансформаторов 2 x 16 МВА на трансформаторы 2 x 40 МВА

АО "ЕЭСК"

2 x 16 МВА

2 x 40 МВА

предотвращение недопустимого перегруза трансформаторного оборудования при единичных отключениях, обеспечение возможности ТП потребителей, имеющих действующие ТУ на ТП

2021

39.

ПС 110 кВ Керамик

реконструкция ПС 110 кВ Керамик с заменой трансформаторов 2 x 10 МВА на трансформаторы 2 x 25 МВА

АО "ЕЭСК"

2 x 10 МВА

2 x 25 МВА

обеспечение возможности ТП потребителей, имеющих действующие ТУ на ТП

2024

40.

ПС 110 кВ Капралово (ЭЧЭ-213 Ревда)

реконструкция ПС 110 кВ Капралово с заменой трансформаторов 1 x 15 МВА и 1 x 25 МВА на 2 x 40 МВА

ОАО "РЖД"

1 x 15 МВА, 1 x 25 МВА

2 x 40 МВА

предотвращение недопустимого перегруза трансформаторного оборудования при единичных отключениях, обеспечение возможности ТП потребителей, имеющих действующие ТУ на ТП

2022

41.

ПС 110 кВ Гагарский (ЭЧЭ-244 Гагарский)

реконструкция ПС 110 кВ Гагарский с заменой трансформаторов 2 x 16 МВА на 2 x 25 МВА

ОАО "РЖД"

2 x 16 МВА

2 x 25 МВА

предотвращение недопустимого перегруза трансформаторного оборудования при единичных отключениях, обеспечение возможности ТП потребителей, имеющих действующие ТУ на ТП

2022

42.

ПС 110 кВ Гвоздика (ЭЧЭ-249 Сысерть)

реконструкция ПС 110 кВ Гвоздика с заменой трансформаторов 2 x 16 МВА на 2 x 25 МВА

ОАО "РЖД"

2 x 16 МВА

2 x 25 МВА

предотвращение недопустимого перегруза трансформаторного оборудования при единичных отключениях, обеспечение возможности ТП потребителей, имеющих действующие ТУ на ТП

2022

43.

ПС 110 кВ Михайловская

реконструкция ПС 110 кВ Михайловская с заменой БСК

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

48,72 Мвар

33,52 Мвар

замена оборудования, содержащего запрещенные стойкие органические загрязнители (полихлорированные бифенилы)

2023

44.

КВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская с отпайками

реконструкция КВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская с отпайками от опоры N 26 до опоры N 128 с заменой опор и провода ЛЭП

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

21,61 км, М-70

19,83 км, АС-120

реконструкция электросетевого оборудования, связанная с его неудовлетворительным состоянием

2026

45.

ВЛ 110 кВ Первоуральская - Хромпик I и II цепь с отпайками

реконструкция ВЛ 110 кВ Первоуральская - Хромпик I, II цепь с отпайками на участке от порталов ПС 110 кВ Хромпик до порталов 110 кВ ПС 220 кВ Первоуральская с заменой опор и провода ЛЭП

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

2 x 10,62 км, АС-300

2 x 10,62 км, АСК-300

реконструкция электросетевого оборудования, связанная с его неудовлетворительным состоянием

2026

46.

ВЛ 110 кВ Азиатская - Чекмень, ВЛ 110 кВ Европейская - Чекмень

реконструкция ВЛ 110 кВ Азиатская - Чекмень на участке от портала ПС 110 кВ Чекмень до опоры N 22 и ВЛ 110 кВ Европейская - Чекмень на участке от порталов ПС 110 кВ Чекмень до порталов ПС 110 кВ Европейская

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

9,35 км, СА-95, АС-150 26,5 км, СА-95, М-95, АС-150

9,35 км, АС-150 26,5 км, АС-150

реконструкция электросетевого оборудования, связанная с его неудовлетворительным состоянием

2026

47.

ВЛ 110 кВ Кошай - Предтурье

реконструкция ВЛ 110 кВ Кошай - Предтурье на участке от портала 110 кВ ПС 220 кВ Кошай до портала ПС 110 кВ Предтурье с заменой опор и провода ЛЭП

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

41,3 км, АС-95

41,3 км, АС-150

реконструкция электросетевого оборудования, связанная с его неудовлетворительным состоянием

2026

48.

ВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Хромпик I, II цепь с отпайками

реконструкция ВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Хромпик I, II цепь с отпайками на участке от опоры N 176 до портала ПС 110 кВ Хромпик (в районе города Первоуральска) с заменой опор и провода ЛЭП

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

2 x 4,92 км, АС-150

2 x 4,5 км, АС-240

реконструкция электросетевого оборудования, связанная с его неудовлетворительным состоянием

2023

49.

Транзит 110 кВ Шаля - Вогулка - Шамары - Глухарь

реконструкция транзита ВЛ 110 кВ Шаля - Вогулка - Шамары - Глухарь с образованием ВЛ 110 кВ Глухарь - Вогулка, ВЛ 110 кВ Шаля - Вогулка и ВЛ 110 кВ Глухарь - Шамары, ВЛ 110 кВ Шаля - Шамары

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго", ОАО "РЖД"

-

0,06 км АС-120

снижение стоимости потерь электрической энергии

2022



<1> Технические характеристики и стоимость реализации указаны ориентировочно и уточняются на стадии проектирования.



Приложение N 10
к схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на период 2022 - 2026 годов



ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ ПО РАЗВИТИЮ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО КОМПЛЕКСА 35 КВ И НИЖЕ (ОБЪЕКТОВ РЕКОНСТРУКЦИИ, НОВОГО СТРОИТЕЛЬСТВА), НЕОБХОДИМЫХ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ НАДЕЖНОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Номер строки

Наименование мероприятия

Обоснование необходимости выполнения мероприятия <*>

Технические характеристики <**>

Год ввода/окончания реконструкции

Владелец сетевого объекта

1

2

3

4

5

7

1.

Объекты реконструкции

2.

Реконструкция ПС 35 кВ БКЗ. Замена силового трансформатора с увеличением трансформаторной мощности на 0,7 МВА до 2,5 МВА (2,50 МВА)

предотвращение недопустимого перегруза трансформаторного оборудования при единичных отключениях

2,50 МВА

2021

АО "ЕЭСК"

3.

Реконструкция ТП 10 кВ 1304 с заменой на 2 БКТП (0,8 МВА)

исполнение требований законодательства Российской Федерации в части ликвидации травмоопасного оборудования (Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок, утвержденные Приказом Министерства труда и социальной защиты Российской Федерации от 15.12.2020 N 903н "Об утверждении Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок")

0,8 МВА

2021

АО "ЕЭСК"

4.

Реконструкция ТП 10 кВ 4074 с заменой на БКТП новую (1,3 МВА)

исполнение требований законодательства Российской Федерации в части ликвидации травмоопасного оборудования (Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок, утвержденные Приказом Министерства труда и социальной защиты Российской Федерации от 15.12.2020 N 903н "Об утверждении Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок")

1,3 МВА

2024

АО "ЕЭСК"

5.

Реконструкция КЛ 6 кВ ПС 110 кВ Чкаловская - ТП 6 кВ 2125 N 1, 2

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

2,36 км

2023

АО "ЕЭСК"

6.

Реконструкция КЛ 10 кВ РП 10 кВ 563 - ТП 10 кВ 1438 (N 1)

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,77 км

2022

АО "ЕЭСК"

7.

Реконструкция КЛ 6 кВ ПС 110 кВ Бархотка - РП 10 кВ 123 (N 1, 2)

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

3,6 км

2024

АО "ЕЭСК"

8.

Реконструкция КЛ 6 кВ ПС 110 кВ Литейная - РП 6 кВ 350 (N 1, 5)

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

3,6 км

2023

АО "ЕЭСК"

9.

Реконструкция сети 6 кВ с прокладкой КЛ 6 кВ РП 6 кВ 350 - ТП 6 кВ 3260 и КЛ 6 кВ ТП 6 кВ 3260 - ТП 6 кВ 3195

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

3,15 км

2025

АО "ЕЭСК"

10.

Реконструкция КЛ 6 кВ ПС 110 кВ Куйбышевская - РП 6 кВ 302

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

2,7 км

2023

АО "ЕЭСК"

11.

Реконструкция двух КЛ 10 кВ РП 10 кВ 807 - РП 6 кВ 867

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

2,40 км

2025

АО "ЕЭСК"

12.

Реконструкция КЛ 10 кВ ТП 10 кВ 1686 - ТП 10 кВ 1687

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,46 км

2022

АО "ЕЭСК"

13.

Реконструкция КЛ 0,4 кВ ТП 10 кВ 4013 руб. N 8, 12

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,44 км

2021

АО "ЕЭСК"

14.

Реконструкция КВЛ 6 кВ ПС 35 кВ Шарташская - ТП 1523

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

1,65 км

2022

АО "ЕЭСК"

15.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ТП 1522 руб. N 2

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,73 км

2021

АО "ЕЭСК"

16.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ТП 1932 руб. N 4

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,1 км

2022

АО "ЕЭСК"

17.

Реконструкция КЛ 0,4 кВ РП 136 руб. N 13

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,10 км

2022

АО "ЕЭСК"

18.

Реконструкция КЛ 0,4 кВ РП 9010 для электроснабжения жилого дома по адресу: ул. Вилонова, д. 47

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,35 км

2022

АО "ЕЭСК"

19.

Реконструкция 2 кабельных выводов 0,4 кВ от ТП 3289 руб. N 4, 20

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,1 км

2022

АО "ЕЭСК"

20.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ТП 2596 руб. N 2

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

2,37 км

2023

АО "ЕЭСК"

21.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ТП 2595 - сеть к жилым домам по ул. Двинская, ул. Кольцевая (руб. N 2); сеть к жилым домам по ул. Кольцевая, ул. Барвинка, ул. Колокольная, д. 22 (руб. N 4); сеть к жилым домам по ул. Кольцевая, ул. Барвинка (руб. N 23); сеть к жилым домам по ул. Двинская, ул. Краснолесья

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

5,95 км

2025

АО "ЕЭСК"

22.

Реконструкция КВ 0,4 кВ от ТП 4009 руб. N 16 до опоры N 1

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,05 км

2022

АО "ЕЭСК"

23.

Реконструкция 2 КЛ 0,4 кВ ТП 1929 руб. N 6, 14 для электроснабжения жилого дома по адресу: пер. Парковый, д. 41/4

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,46 км

2022

АО "ЕЭСК"

24.

Реконструкция 2 КЛ 0,4 кВ ТП 1654 руб. N 8, 12 до ВРУ детского сада по адресу: ул. Есенина, д. 11

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,32 км

2022

АО "ЕЭСК"

25.

Реконструкция 2 КЛ 0,4 кВ ТП 1303 руб. N 1, 16 для электроснабжения жилых домов по адресам: ул. Мамина-Сибиряка, д. 56, ул. Тургенева, д. 30а

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,32 км

2022

АО "ЕЭСК"

26.

Реконструкция 2 КЛ 0,4 кВ ТП 1683 руб. N 2, 10 до ВРУ теплопункта по адресу: ул. Сыромолотова, д. 16

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,32 км

2022

АО "ЕЭСК"

27.

Реконструкция КЛ 0,4 кВ ТП 1364 руб. N 14, 2 кабельные перемычки между щитами 0,4 кВ жилого дома по ул. Тургенева, д. 11

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,12 км

2022

АО "ЕЭСК"

28.

Реконструкция 2 КЛ 0,4 кВ ТП 1920 руб. N 8, 14, 4 кабельные перемычки между щитами жилых домов по адресам: ул. Восточная, д. 84, ул. Восточная, д. 84а, ул. Восточная, д. 84б, ул. Восточная, д. 84в

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,46 км

2022

АО "ЕЭСК"

29.

Реконструкция 2 КЛ 0,4 кВ ТП 1102 руб. N 4, 10, 2 кабельных перемычек для электроснабжения жилого дома по адресу: ул. Советская, д. 9

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,38 км

2022

АО "ЕЭСК"

30.

Реконструкция КЛ 0,4 кВ ТП 1576 руб. N 4, кабельной перемычки для электроснабжения жилого дома по адресу: ул. Мамина-Сибиряка, д. 70

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,11 км

2022

АО "ЕЭСК"

31.

Реконструкция 4 КЛ 0,4 кВ ТП 1367, РУ 0,4 кВ ТП 1367 с заменой руб. N 11, 25, 27, 31

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,8 км

2022

АО "ЕЭСК"

32.

Реконструкция 2 КЛ 0,4 кВ ТП 1100 руб. N 8, 18

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,18 км

2022

АО "ЕЭСК"

33.

Реконструкция КЛ 0,4 кВ РП 336 руб. N 25 до жилого дома по адресу: ул. Красных Командиров, д. 12

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,25 км

2022

АО "ЕЭСК"

34.

Реконструкция КЛ 6 кВ ТП 3125 - ТП 3154

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,4 км

2023

АО "ЕЭСК"

35.

Реконструкция сети 6 кВ со строительством 2 КЛ 6 кВ РП 615 - ТП 2051 и РП 615 - ТП 20410 взамен существующей КЛ 6 кВ ТП 2040 - ТП 2051. Перезавод КЛ 6 кВ ТП 2120 - РП 260 из РП 260 в ТП 2051

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,84 км

2024

АО "ЕЭСК"

36.

Реконструкция КЛ 6 кВ с демонтажем ТП 4061 и перезаводом КЛ 0,4 кВ ТП 4061 руб. N 2, 4, 6 на ТП 4312 руб. N 8, 12, 14

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

1,03 км

2022

АО "ЕЭСК"

37.

Реконструкция КЛ 0,4 кВ от ТП 4026 руб. N 4 до ВРУ жилого дома по адресу: ул. Шаумяна, д. 98, корп. 1.

Реконструкция КЛ 0,4 кВ от ТП 4031 руб. N 10 до ВРУ жилого дома по адресу: ул. Шаумяна, д. 98, корп. 2

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,32 км

2022

АО "ЕЭСК"

38.

Реконструкция КЛ 10 кВ РП 261 - ТП 2379

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

1,05 км

2023

АО "ЕЭСК"

39.

Реконструкция КЛ 10 кВ ТП 2105 - ТП 2109

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,5 км

2023

АО "ЕЭСК"

40.

Реконструкция КЛ 10 кВ ТП 2094 - ТП 4213

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,75 км

2023

АО "ЕЭСК"

41.

Реконструкция КЛ 10 кВ ТП 4050 - 4229

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,63 км

2023

АО "ЕЭСК"

42.

Реконструкция КЛ 6 кВ ТП 2531 - ТП 2911

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,45 км

2023

АО "ЕЭСК"

43.

Реконструкция КЛ 10 кВ ТП 2735 - ТП 2757

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,53 км

2024

АО "ЕЭСК"

44.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ от ТП 4147, руб. N 6, 17

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

1,79 км

2022

АО "ЕЭСК"

45.

Реконструкция 2 КЛ 10 кВ ПС Академическая - РП 288/2324 со строительством 2 КЛ 10 кВ от РП 288 яч. 7, 16 до РП 621 яч. 5, 14 (1 этап), 2 КЛ 10 кВ от ПС Академическая яч. 25, 38 до РП 288 яч. 5, 14 (2 этап). Реконструкция РУ 10 кВ РП 288 яч. 5, 14, РУ 10 кВ РП 621 яч. 5, 14

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

2,76 км

2024

АО "ЕЭСК"

46.

Реконструкция КЛ 0,4 кВ ТП 3200 руб. N 8, КЛ 0,4 кВ ТП 3202 руб. N 10 до ВРУ детского сада N 495 по адресу: ул. Коммунистическая, д. 12

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,58 км

2023

АО "ЕЭСК"

47.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ТП 2336 - сеть к жилым домам по ул. Гризодубовой, ул. Амундсена (руб. N 2); сеть к жилым домам по ул. Тельмана (руб. N 6); сеть к жилым домам по ул. Военного Флота, ул. Хасановской (руб. N 7);

сеть к жилым домам по ул. Депутатской, ул. Советских женщин (руб. N 10);

сеть к жилым домам по ул. Советских женщин, д. 44, д. 44а, д. 45а, д. 45б (руб. N 12);

сеть к жилым домам по ул. Хользунова, ул. Советских женщин (руб. N 13)

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

10,01 км

2023

АО "ЕЭСК"

48.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ТП 1160 руб. N 12

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,44 км

2022

АО "ЕЭСК"

49.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ТП 4382 руб. N 8

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,66 км

2022

АО "ЕЭСК"

50.

Реконструкция КЛ 10 кВ ТП 3868-3798

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,29 км

2022

АО "ЕЭСК"

51.

Реконструкция сети 0,4 кВ со строительством КЛ 0,4 кВ от ТП 2086 руб. N 11 до ВРУ жилого дома по ул. Военная, д. 9 взамен ЛЭП 0,4 кВ от железной дороги ул. Военная, д. 7а. Реконструкция ТП 2086 с заменой руб. N 11

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,3 км

2022

АО "ЕЭСК"

52.

Реконструкция КЛ 0,4 кВ от ТП 1805 руб. N 14 до жилого дома по ул. Народной Воли, д. 103. КЛ 0,4 кВ от ТП 1847 руб. N 3 до жилого дома по ул. Народной Воли, д. 103

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,1 км

2022

АО "ЕЭСК"

53.

Реконструкция трех КЛ 0,4 кВ от ТП 1025 руб. N 5, 7, 11 до жилого дома и административного здания по ул. Свердлова, д. 6

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,15 км

2022

АО "ЕЭСК"

54.

Реконструкция КЛ 6 кВ ТП 1721-1714

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,7 км

2022

АО "ЕЭСК"

55.

Реконструкция ВЛ 6 кВ РП 181 - ТП 1502

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,8 км

2022

АО "ЕЭСК"

56.

Реконструкция ВЛ 6 кВ РП 181 - ТП 1280

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,5 км

2022

АО "ЕЭСК"

57.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ТП 51611 руб. N 3

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,78 км

2022

АО "ЕЭСК"

58.

Реконструкция ВЛ 10 кВ для выполнения связи между ВЛ 10 кВ РП 189-РП 509/ТП 1504 и ВЛ 10 кВ ТП 1125-ТП 70007/ТП 5527

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,72 км

2022

АО "ЕЭСК"

59.

Реконструкция КЛ 6 кВ ПС ЗиК - РП 155

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

1,4 км

2024

АО "ЕЭСК"

60.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ РП 475 руб. N 13

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

1 км

2022

АО "ЕЭСК"

61.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ТП 2482 руб. N 1

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

2,87 км

2022

АО "ЕЭСК"

62.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ТП 4797 руб. N 3

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

1,2 км

2021

АО "ЕЭСК"

63.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ТП 4297 руб. N 3

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,68 км

2022

АО "ЕЭСК"

64.

Реконструкция кабельной перемычки 0,4 кВ ТП 2721 между домами по ул. Бородина, д. 4 и ул. Бородина, д. 4а

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,1 км

2022

АО "ЕЭСК"

65.

Реконструкция электроснабжения дома по ул. Розы Люксембург, д. 16 с переводом питания с ТП 1097 руб. N 8 на ВЛ 0,4 кВ РП 577 руб. N 12. Демонтаж ТП 1097

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,06 км

2022

АО "ЕЭСК"

66.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ТП 5021 - сеть к железной дороге по пер. Медиков, д. 4, д. 6, д. 10, д. 14, д. 16, дома 3-11, д. 15, д. 17; ул. Городская, д. 16, д. 39 (руб. N 3)

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,73 км

2021

АО "ЕЭСК"

67.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ТП 2060 - сеть к железной дороге по ул. Зимняя, дома 1-19, дома 4-20; ул. Прониной, д. 16, д. 18; ул. Щербакова, дома 61-65 (руб. N 1)

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

1,25 км

2022

АО "ЕЭСК"

68.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ТП 4480 руб. N 3

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

1,47 км

2021

АО "ЕЭСК"

69.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ТП 4479 руб. N 2

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

1,62 км

2022

АО "ЕЭСК"

70.

Реконструкция ВЛ 10 кВ ПС отрадная - 42111 (яч. 593С10)

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,28 км

2022

АО "ЕЭСК"

71.

Реконструкция ВЛ 10 кВ ТП 4479-4481

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,64 км

2022

АО "ЕЭСК"

72.

Реконструкция ВЛ 10 кВ ТП 4094-4093

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,53 км

2022

АО "ЕЭСК"

73.

Реконструкция КЛ 10 кВ ПС Космическая - РП 101

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

2,5 км

2025

АО "ЕЭСК"

74.

Реконструкция КЛ 6 кВ РП 240 - ТП 2681

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,7 км

2024

АО "ЕЭСК"

75.

Реконструкция КЛ 6 кВ ТП 2911 - ТП 20901

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

1,2 км

2024

АО "ЕЭСК"

76.

Реконструкция КЛ 10 кВ ПС Нагорная - РП 422

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

2,3 км

2025

АО "ЕЭСК"

77.

Реконструкция КЛ 6 кВ ТП 4688 - ТП 4717

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,75 км

2024

АО "ЕЭСК"

78.

Реконструкция КЛ 10 кВ ТП 1435 - ТП 1438

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,75 км

2024

АО "ЕЭСК"

79.

Реконструкция ВЛ 10 кВ ПС Отрадная - ТП 4822

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

1,67 км

2022

АО "ЕЭСК"

80.

Реконструкция КЛ 10 кВ ТП 1692 - ТП 1693

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,33 км

2024

АО "ЕЭСК"

81.

Реконструкция КЛ 0,4 кВ от ТП 1143 руб. N 4 до жилого дома по просп. Ленина, д. 52/4а

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,1 км

2022

АО "ЕЭСК"

82.

Реконструкция КЛ 10 кВ РП 480 - ТП 4435 N 1, 2

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,44 км

2024

АО "ЕЭСК"

83.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ТП 4297 руб. N 4

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,68 км

2021

АО "ЕЭСК"

84.

Реконструкция КЛ 6 кВ ПС Куйбышевская - РП 306

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

1,4 км

2025

АО "ЕЭСК"

85.

Реконструкция КЛ 10 кВ ТП 1376-1380-1, 2

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,31 км

2023

АО "ЕЭСК"

86.

Реконструкция ВЛ 10 кВ ТП 4093-4820/4293

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

1 км

2023

АО "ЕЭСК"

87.

Реконструкция ВЛ 10 кВ 2717-2711 и ВЛ 10 кВ 2757-2735/26017 с установкой новой БКТП и реклоузером. Реконструкция ВЛ 10 кВ КП2-26016/2714/2766/2748, ВЛ 10 кВ 2724-2764/2746/2714, ВЛ 10 кВ 2764-2764/2756/2745 (а, б)

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

1,26 МВА; 4,59 км

2025

АО "ЕЭСК"

88.

Реконструкция ВЛ 10 кВ Г. Щит - ф. Арамиль

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

6,5 км

2024

АО "ЕЭСК"

89.

Реконструкция ВЛ 10 кВ Г. Щит - ф. Зубр

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

8,2 км

2023

АО "ЕЭСК"

90.

Реконструкция ВЛ 10 кВ 1522-51630

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

1,2 км

2022

АО "ЕЭСК"

91.

Реконструкция ВЛ 6 кВ 51612-7/51611

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,8 км

2022

АО "ЕЭСК"

92.

Реконструкция ВЛ 6 кВ 4858-4107

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,35 км

2021

АО "ЕЭСК"

93.

Реконструкция ВЛ 6 кВ ПС Ш. Речка - ф. Сады

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

6,2 км

2022

АО "ЕЭСК"

94.

Реконструкция ВЛ 6 кВ 2287-2429

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,35 км

2021

АО "ЕЭСК"

95.

Реконструкция КЛ 10 кВ 3798-3870

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,54 км

2022

АО "ЕЭСК"

96.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ТП 51607 руб. N 6

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

1,01 км

2022

АО "ЕЭСК"

97.

Реконструкция ВЛ 6 кВ Ш. Речка - ф. Березовый с установкой предохранителей-разъединителей типа ПРВТ на отпайки ТП 4913, ТП 42023, ТП 42014, 4911/41959. Замена провода на самонесущий изолированный провод в пролете опор 83-126 с установкой дополнительных опор

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

21,41 км

2022

АО "ЕЭСК"

98.

Реконструкция ВЛ 10 кВ Г. Щит - ф. ВЧ-1 с установкой реклоузера для секционирования с ВЛ 10 кВ Г. Щит - ф. Курганово. Установка реклоузера на отпайке к ТП 5124/25155 на опоре N 71. Замена опор и замена провода на самонесущий изолированный провод

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

20,23 км

2024

АО "ЕЭСК"

99.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ТП 5127 руб. N 2 с разделением сети. Установка новой ТП

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,63 МВА

2021

АО "ЕЭСК"

100.

Реконструкция ВЛ 10 кВ ПС Балтымская - ТП 3859 с отпайками ТП 3071/ТП 3072/ТП 3073/ТП 3074/ТП3076/ТП 30506/ТП 6135/ТП3879/ТП 30510

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

16,1 км

2022

АО "ЕЭСК"

101.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ТП 4797 руб. N 1 и разделение сети 0,4 кВ. Установка ТП 41951

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,4 МВА; 2,6 км

2021

АО "ЕЭСК"

102.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ТП 2010 - сеть к железной дороге по пер. Рязанский, дома 32-64, дома 31-63; ул. Газетная, д. 47, д. 49, д. 51; ул. Мусоргского, д. 36, д. 40, д. 42, дома 21-29, д. 35; ул. Промысловая, д. 6, д. 8 (руб. N 6), сеть к железной дороге по пер. Косьвинский, дома 14-72, дома 13-55, ул. Патриса Лумумбы, дома 60-64; ул. Промысловая, д. 4, д. 13, д. 15; пер. Мугайский, д. 1, д. 3 (руб. N 7)

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

1,49 км

2021

АО "ЕЭСК"

103.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ТП 3782 руб. 14, руб. N 6

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,54 км

2022

АО "ЕЭСК"

104.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ТП 3707 руб. N 3

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

1,17 км

2022

АО "ЕЭСК"

105.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ТП 2534 руб. N 1

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

2,68 км

2021

АО "ЕЭСК"

106.

Реконструкция ВЛ 10 кВ ТП 30802 - ТП 3801/30801

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

1,76 км

2022

АО "ЕЭСК"

107.

Реконструкция КЛ 0,4 кВ ТП 2524 руб. N 3, 11 для улучшения качества электрической энергии по ул. Чайковского, д. 62

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,13 км

2022

АО "ЕЭСК"

108.

Реконструкция КЛ 6 кВ ПС Малышевская - РП 6 кВ 9551-1,2, КЛ 6 кВ ПС Малышевская - РП 6 кВ 170 для улучшения качества электрической энергии

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

1,8 км

2022

АО "ЕЭСК"

109.

Реконструкция КЛ 0,4 кВ от ТП 1619 руб. N 3 для улучшения качества электрической энергии по ул. Студенческой, д. 13

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,22 км

2021

АО "ЕЭСК"

110.

Реконструкция КЛ 0,4 кВ (ТП 3722, руб. N 2) от ВРУ детского сада N 384 по ул. Корепина, д. 2б до наружного вводного устройства жилого дома по ул. Бабушкина, д. 13 для улучшения качества электрической энергии

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,15 км

2022

АО "ЕЭСК"

111.

Реконструкция 2 КЛ 10 кВ РП 317 - ТП 3211-1,2

акт замера напряжения в точке присоединения потребителя к электрической сети 0,4 кВ показал, что уровень напряжения находится (с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий) ниже допустимого, определенного в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,62 км

2022

АО "ЕЭСК"

112.

Реконструкция ПС 110 кВ Балтымская с заменой трансформатора напряжением 35 кВ 1 x 7,5 МВА на 1 x 10 МВА

предотвращение недопустимого перегруза трансформаторного оборудования при единичных отключениях, обеспечение возможности ТП потребителей, имеющих действующие ТУ на ТП

10 МВА

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

113.

Реконструкция ПС 35/10 кВ Шайтанка

предотвращение недопустимого перегруза трансформаторного оборудования при единичных отключениях, исключение неудовлетворительного технического состояния

20 МВА

2026

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

114.

Реконструкция ПС 35/6 кВ БИЗ (ЭСК Бобровского изоляционного завода). Замена трансформаторов Т-1 и Т-2 (26 МВА)

предотвращение недопустимого перегруза трансформаторного оборудования при единичных отключениях

26 МВА

2021-2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

115.

Реконструкция ВЛ 10 кВ Косой Брод от ПС 110/10 кВ Диорит с ответвлением до ВЛ 10 кВ Зубр, с установкой реклоузера. Блочный комплектный распределительный пункт 5455 "Секционный" с установкой БСК (изменение схемы электроснабжения 10 кВ с. Курганово) (7,55 км, 1 шт.)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

7,55 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

116.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ф. поселок Выя от ТП-41, входящей в состав ЭСК ПС "Выя" 10/0,4 кВ для приведения качества электроэнергии согласно ГОСТ 32144-2013 в пос. Большая Выя и пос. Малая Выя (0,32 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,32 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

117.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ф. 12 от ТП-51, входящей в комплекс распределительных сетей напряжением 6 кВ; 0,4 кВ ПС "Баранча" 110 кВ для приведения показателей качества электрической энергии в соответствие требованиям ГОСТ 32144-2013 в пос. Баранчинский, ул. Розы Люксембург (0,52 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,52 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

118.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ Пограничников от ТП-73212, входящей в ЭСК ПС "Свобода" (для улучшения качества электроэнергии по ул. Пограничников в г. Сысерти) (0,58 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,58 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

119.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ от ТП-70101 ф. Комсомольская, входящей в ЭСК Сысертского городского округа (для улучшения качества электроэнергии по ул. Пугачева в пос. Большой Исток) (0,44 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,44 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

120.

Реконструкция КЛ 6 кВ, литер 98-100 для приведения показателей качества электрической энергии в соответствие требованиям ГОСТ 32144-2013 в г. Кировграде (5,8 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

5,8 км

2026

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

121.

Объекты нового строительства

122.

Строительство сети 10 кВ от ПС 110/10 кВ Свобода (3,4 км)

организация резервной схемы электроснабжения ПС 110/35/6 кВ Гидромаш, в том числе собственных нужд подстанции и потребителей, присоединенных к РУ 6 кВ ПС

3,4 км

2026

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

123.

Строительство ответвления от ВЛ 10 кВ ПС Таволги - Ребристый до ТП-732, ТП-732, ВЛ 0,4 кВ для приведения качества электроэнергии согласно ГОСТ 32144-2013 в пос. Середовина (0,1 МВА; 0,69 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,1 МВА;

0,69 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

124.

Строительство ответвления от ЛЭП-6 кВ ф. Подхоз КГОКа входящей в состав ЭСК ПС "Ис" 110/35/6 кВ, КТП 6/0,4 кВ, ВЛ 0,4 кВ с установкой приборов учета, для приведения качества электроэнергии согласно ГОСТ 32144-2013 в пос. Ис (1,6 км, 0,1 МВА, 3 т у. т.)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,1 МВА;

1,6 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

125.

Строительство ответвления от ВЛ 6 кВ ЦРП - Вилюйская (входящей в состав ЭСК ПС "Реши" 35/10 кВ) до ТП-7378, ТП-7378, ВЛ 0,4 кВ с установкой приборов учета для приведения качества электроэнергии согласно ГОСТ 32144-2013 в пос. Новоасбест (0,247 км) (0,16 МВА)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,16 МВА;

0,247 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

126.

Строительство ответвлений от ЛЭП 10 кВ ф. Станция Выя, входящего в состав ЭСК ПС "Выя" 10/0,4 кВ, на ТП-886, ТП-887; ТП-886, ТП-887, ВЛ 0,4 кВ для приведения качества электроэнергии согласно ГОСТ 32144-2013 в пос. Большая Выя и пос. Малая Выя (2,3 км, 0,35 кВА)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,35 МВА; 2,3 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

127.

Строительство ответвлений от ВЛ 6 кВ от опоры 2 по ул. Молодцова пос. Нейво-Рудянка до здания трансформаторной подстанции ТП-507 литера 6 и от ВЛ 6 кВ ТП-2 ЛХЗ - Скважина отпайка на ТП-535, входящей в состав ЭСК пос. Нейво-Рудянка, на ТП-537, ТП-538; ТП-537, ТП-538 для приведения показателей качества электрической энергии в соответствие требованиям ГОСТ 32144-2013 в пос. Нейво-Рудянка (1,0 км, 0,32 кВА)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,32 МВА; 1 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

128.

Строительство ответвления от ВЛ 6 кВ литер 119Б, ТП-3167, ВЛ 0,4 кВ ТП-3167 - ф. 1, ВЛ 0,4 кВ ТП-3167 - ф. 2, ВЛ 0,4 кВ ТП-3167 - ф. 3 для приведения показателей качества электрической энергии в соответствие требованиям ГОСТ 32144-2013 в г. Кировграде (0,5 км, 0,16 МВА)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,16 МВА; 0,5 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

129.

Установка электрозарядной станции. Строительство ЛЭП-10 кВ на ТП-217 от ВЛ 10 кВ ПС Горноуральская - М. Лая, ТП-217, ЛЭП 0,4 кВ (1 шт., 0,41 км, 0,063 МВА)

реализация 3 этапа Всероссийской программы развития зарядной инфраструктуры для электротранспорта

0,063 МВА; 0,41 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

130.

Установка электрозарядной станции. Строительство ЛЭП 6 кВ от ВЛ 6 кВ ТП-2084 - Новая Тура на ТП-889, ТП-889, ЛЭП 0,4 кВ от ТП-889. Установка прибора учета (0,25 км, 0,063 МВА)

реализация 3 этапа Всероссийской программы развития зарядной инфраструктуры для электротранспорта

0,063 МВА; 0,25 км

2024

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

131.

Строительство ответвления от ЛЭП-6 кВ Победа, ТП-35, ВЛ 0,4 кВ ТП-35 - ул. Розы Люксембург, входящих в состав комплекса распределительных сетей напряжением 6 кВ; 0,4 кВ ПС "Баранча" 110 кВ для приведения показателей качества электрической энергии в соответствие требованиям ГОСТ 32144-2013 в пос. Баранчинский, ул. Розы Люксембург (0,1 км, 0,1 МВА)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,1 МВА; 0,1 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

132.

Строительство ответвления от линии электроснабжения ВЛ 6 кВ от электрической подстанции N 11 по ул. Артема N 131 до КТПН (400/6-0,4), входящей в состав ЭСК ПС Ис 110/35/6 кВ, на ТП - 930, ТП-930, ВЛ 0,4 кВ ТП-930 - ул. Красноармейская, ВЛ 0,4 кВ ТП-930 - ул. Краснофлотская для приведения показателей качества электрической энергии в соответствие требованиям ГОСТ 32144-2013 в пос. Ис (0,55 км, 0,16 МВА)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,16 МВА; 0,55 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

133.

Строительство от ВЛ 10 кВ Колюткино до ТП-63089. ТП-63089. ЛЭП 0,4 кВ от ТП-63089 (для улучшения качества электроэнергии в с. Черноусово по ул. Горная, д. 100) (0,10 МВА; 0,1 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,1 МВА; 0,1 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

134.

Строительство отпайки от ВЛ-10 кВ "Ледянка-2" до ПС 110/6 кВ "Мариинская" (11 км, 2,5 МВА)

приведение схемы сети 10 кВ в соответствие с требованиями по обеспечению категории надежности электроснабжения потребителей, запитанных от тупиковой ПС 110 кВ Мариинская

2,5 МВА; 11 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

135.

Строительство КВЛ 35 кВ Карпушиха - Шайтанский рудник (для электроснабжения энергопринимающих устройств ООО "Медно-рудная компания") (4,4 км)

реализация технологического присоединения для электроснабжения потребителей ООО "Медно-Рудная компания"

4,4 км

2021-2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

136.

Строительство ответвления 35 кВ на ПС 35 кВ Шайтанский рудник от ВЛ 35 кВ Карпушиха - Левиха (для электроснабжения энергопринимающих устройств ООО "Медно-рудная компания") (0,03 км)

реализация технологического присоединения для электроснабжения потребителей ООО "Медно-Рудная компания"

0,03 км

2021-2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

137.

Строительство распределительных сетей 10 кВ от ПС 110 кВ Новокольцовская

реализация технологического присоединения для электроснабжения энергопринимающих устройств объектов XXXII Всемирной летней Универсиады 2023 года в г. Екатеринбурге

16,8 МВА; 14,11 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"



* Возможные схемно-режимные мероприятия: изменение коэффициентов трансформации трансформаторов, перевод нагрузки (части нагрузки) на смежные центры питания (при наличии возможности), СКРМ в электрической сети 6(10)-20 кВ филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго", АО "ЕЭСК" отсутствуют.


** Технические характеристики и стоимость реализации указаны ориентировочно и уточняются на стадии проектирования.



Приложение N 11
к схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на период 2022 - 2026 годов



РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ



Рисунок 1. Режим зимних максимальных нагрузок 2021 года. Нормальная схема (контроль перетока в КС "Салда" не осуществляется)*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.



Рисунок 2. Режим зимних максимальных нагрузок 2021 года. Единичная ремонтная схема: отключен АТ1 на ПС 220 кВ Салда (МДП в КС "Салда" составляет 87 МВт)*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.



Рисунок 3. Режим летних максимальных нагрузок 2021 года при температуре периода экстремально высоких температур. Нормальная схема (контроль перетока в КС "Салда" не осуществляется)*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.



Рисунок 4. Режим летних максимальных нагрузок 2021 года при температуре периода экстремально высоких температур. Единичная ремонтная схема: отключен АТ1 на ПС 220 кВ Салда (МДП в КС "Салда" составляет 66 МВт)*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.



Рисунок 5. Режим летних максимальных нагрузок 2021 года при среднемесячной температуре наиболее теплого месяца. Нормальная схема (контроль перетока в КС "Салда" не осуществляется)*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.



Рисунок 6. Режим летних максимальных нагрузок 2021 года при среднемесячной температуре наиболее теплого месяца. Единичная ремонтная схема: отключен АТ1 на ПС 220 кВ Салда (МДП в КС "Салда" составляет 82 МВт)*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.



Рисунок 7. Режим летних максимальных нагрузок 2021 года при среднемесячной температуре наиболее теплого месяца. Нормативное возмущение в единичной ремонтной схеме (до 20 минут после нормативного возмущения): ремонт АТ1 (2) ПС 220 кВ Салда и аварийное отключение АТ2 (1) ПС 220 кВ Салда (МДП в КС "Салда" составляет 63 МВт)*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.



Рисунок 8. Режим летних максимальных нагрузок 2021 года при среднемесячной температуре наиболее теплого месяца. Двойная ремонтная схема (свыше 20 минут после нормативного возмущения в единичной ремонтной схеме): отключены АТ1 и АТ2 на ПС 220 кВ Салда, выполнены схемно-режимные мероприятия, осуществлен ввод ГВО величиной 43 МВт (МДП в КС "Салда" составляет 87 МВт)*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.



СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ СОКРАЩЕНИЙ


А - ампер;


АВР - автоматическое включение резерва;


АДТН - аварийно допустимая токовая нагрузка;


АЛАР - автоматика для ликвидации асинхронного режима;


АО - акционерное общество;


АО "Кузбассэнерго" - Кузбасское акционерное общество энергетики и электрификации;


АОПО - автоматика ограничения перегрузки оборудования;


АОСН - автоматика ограничения снижения напряжения;


АПВ - автоматическое повторное включение;


АРЛ - автоматика разгрузки линии;


АРС - автоматика разгрузки станции;


АТ - автотрансформатор;


АТГ - автотрансформаторная группа;


АЭС - атомная электрическая станция;


БАЗ - Богословский алюминиевый завод;


БАЭС - Белоярская атомная электростанция;


БКТП - блочная комплектная трансформаторная подстанция;


БМК - блочная модульная котельная;


БН - (реактор) на быстрых нейтронах;


БСК - батарея статических конденсаторов;


БТС - Березовские тепловые сети;


ВИЗ - открытое акционерное общество "Верх-Исетский металлургический завод";


ВИЭ - возобновляемые источники энергии;


ВЛ - воздушная линия;


ВЛИ - воздушная линия с применением самонесущих изолированных проводов;


ВНИПИ - Всероссийский научно-исследовательский и проектный институт;


ВРУ - вводно-распределительное устройство;


ВТГРЭС - Верхнетагильская государственная районная электрическая станция;


ВЧЗ - высокочастотный заградитель;


г у. т. - грамм условного топлива;


ГАО - график аварийного ограничения;


ГБУ СО - государственное бюджетное учреждение Свердловской области;


ГК - генерирующая компания;


ГКУ - государственное казенное учреждение;


Гкал - гигакалория;


ГВС - горячее водоснабжение;


ГВО - график временного отключения;


ГОК - горно-обогатительный комбинат;


ГПА-ТЭЦ - газопоршневая мини-ТЭЦ;


ГПП - главная понизительная подстанция;


ГПУ - газопоршневая установка;


ГРП - газорегуляторный пункт;


ГРЭС - государственная районная электрическая станция;


ГТ-ТЭЦ - газотурбинная теплоэлектроцентраль;


ГТУ - газотурбинная установка;


ГТЭС - газотурбинная электростанция;


ГУП СО - государственное унитарное предприятие Свердловской области;


ГЭС - гидроэлектростанция;


дБА - децибел акустический;


ДДТН - длительно допустимая токовая нагрузка;


ДНП - дачное некоммерческое партнерство;


ДНТ - дачное некоммерческое товарищество;


ДРСУ - дорожное ремонтно-строительное управление;


ДТН - допустимая токовая нагрузка;


ДПМ - договор о предоставлении мощности;


ЕМУП - Екатеринбургское муниципальное унитарное предприятие;


ЕНЭС - единая национальная (общероссийская) электрическая сеть;


ЕТО - единая теплоснабжающая организация;


ЕЭС - единая энергетическая система;


ЕЭСК - Екатеринбургская электросетевая компания;


ЖКХ - жилищно-коммунальное хозяйство;


ЖР - жилой район;


ЗАО - закрытое акционерное общество;


ЗРУ - закрытое распределительное устройство;


ИП - индивидуальный предприниматель;


ИТП - индивидуальный тепловой пункт;


ИТС - индекс технического состояния;


кв. - квартал;


кВ - киловольт;


КВЛ - кабельно-воздушная линия электропередачи;


кв. м - квадратный метр;


кВт - киловатт;


кВт.ч - киловатт-час;


кг у. т. - килограмм условного топлива;


куб. м/ч - метр кубический в час;


КГОК - Качканарский горно-обогатительный комбинат;


КГУ - когенерационная установка;


КЗ - короткое замыкание;


КИПиА - контрольно-измерительные приборы и автоматика;


КИТ - коэффициент использования топлива;


КЛ - кабельная линия;


КНС - канализационная насосная станция;


конс. - консервация;


корп. - корпус;


КПД - коэффициент полезного действия;


КРУЭ - комплектное распределительное устройство элегазовое;


КС - контролируемое сечение;


КСК - Каменская сетевая компания;


КТП - комплектная трансформаторная подстанция;


КТПН - комплектная трансформаторная подстанция наружного исполнения;


КУМЗ - открытое акционерное общество "Каменск-Уральский металлургический завод";


КЭС - конденсационная электрическая станция;


ЛЭП - линия электропередачи;


МАУ - муниципальное автономное учреждение;


МБУ - муниципальное бюджетное учреждение;


МВА - мегавольтампер;


Мвар - мегавольтампер реактивный;


МВт - мегаватт;


МДП - максимально допустимый переток;


МДОУ - муниципальное дошкольное образовательное учреждение;


МК - межотраслевой концерн;


МКУ - муниципальное казенное учреждение;


мг/куб. м - миллиграмм на кубический метр;


мкр-н - микрорайон;


млн. куб. м - миллион кубических метров;


ММПС - мобильная модульная подстанция;


МРСК - межрегиональная распределительная сетевая компания;


МТП - мачтовая трансформаторная подстанция;


МУ - муниципальное учреждение;


МУП - муниципальное унитарное предприятие;


МЭС - магистральные электрические сети;


НАО - непубличное акционерное общество;


НДС - налог на добавленную стоимость;


н. п. - населенный пункт;


НПК - научно-производственная корпорация;


НПП - научно-производственное предприятие;


НСТЭЦ - Ново-Свердловская теплоэлектроцентраль;


НТГРЭС - Нижнетуринская государственная районная электрическая станция;


НТМК - Нижнетагильский металлургический комбинат;


ОАО - открытое акционерное общество;


ОВБ - оперативно выездная бригада;


ОГК - генерирующая компания оптового рынка электроэнергии;


о. е. - относительная единица;


ОН - ограничение нагрузки;


ООО - общество с ограниченной ответственностью;


ОРУ - открытое распределительное устройство;


ОРЭ - оптовый рынок электроэнергии;


ОСЦТ - объединенная система централизованного теплоснабжения;


ОЭЗ ППТ - особая экономическая зона промышленно-производственного типа;


ОЭС - объединенная энергетическая система;


ПА - противоаварийная автоматика;


ПАО - публичное акционерное общество;


ПАР - послеаварийный режим;


ПАСх - послеаварийная схема;


ПГУ - парогазовая установка;


ПИР - проектно-изыскательские работы;


ПК - потребительский кооператив;


ПКФ - производственно коммерческая фирма;


ПП - переключательный пункт;


ППУ изоляция - пенополиуретановая изоляция;


ПР - планировочный район;


ПРД - передатчик;


ПРМ - приемник;


ПС - подстанция;


ПСУ - паросиловая установка;


ПСЦМ - производство сплавов цветных металлов;


ПТЭ ЭСС - правила технической эксплуатации электрических станций и сетей;


ПУЭ - правила устройства электроустановок;


РАО - Российское акционерное общество;


РДУ - региональное диспетчерское управление;


РЖД - Российские железные дороги;


РЗА - релейная защита и автоматика;


РП - распределительный пункт;


РПН - регулирование под нагрузкой;


РТИ - резиновые технические изделия;


РУ - распределительное устройство;


руб. - рубильник;


РЭС - районные электрические сети;


СанПиН - санитарные правила и нормы;


СБУ - Серово-Богословский узел;


СВ - секционный выключатель;


СВМ - схема выдачи мощности;


СЗЗ - санитарно-защитная зона;


СНТ - садоводческое некоммерческое товарищество;


СО ЕЭС - системный оператор Единой энергетической системы;


СООО - Свердловская областная общественная организация;


СПГ - сжиженный природный газ;


СПМЭС - Свердловское предприятие магистральных электрических сетей;


СПП - станция промышленных предприятий;


СРС - схемно-режимные ситуации;


ст. - станция;


СТЗ - Синарский трубный завод;


СТО - стандарт организации;


СЦТ - система централизованного теплоснабжения;


СТК - Свердловская теплоснабжающая компания;


СТЭЦ - Свердловская тепловая электрическая централь;


СУАЛ - Сибирско-Уральская алюминиевая компания;


СУГРЭС - Среднеуральская государственная районная электрическая станция;


СУМЗ - Среднеуральский медеплавильный завод;


СШ - система шин;


т у. т. - тонна условного топлива;


ТГ - турбогенератор;


ТГК - территориальная генерирующая компания;


ТМЗ - турбомоторный завод;


ТП - трансформаторная подстанция;


ТМГ - трансформатор трехфазный масляный герметичный;


ТТ - трансформатор тока;


ТУ - технические условия;


ТФУ - теплофикационная установка;


ТЭБ - топливно-энергетический баланс;


ТЭР - топливные энергетические ресурсы;


ТЭС - тепловая электрическая станция;


ТЭЦ - теплоэлектроцентраль;


тыс. т/год - тысяча тонн в год;


у. е. - условная единица;


УАЗ - Уральский алюминиевый завод;


УВ - управляющее воздействие;


УВЗ - акционерное общество "Научно-производственная корпорация "Уралвагонзавод" имени Ф.Э. Дзержинского";


УГМК - Уральская горно-металлургическая компания;


УЖКХ - управление жилищного и коммунального хозяйства;


УК - управляющая компания;


УПАСК - устройство передачи аварийных сигналов и команд;


УрО РАН - Уральское отделение Российской академии наук;


УрФО - Уральский федеральный округ;


УрФУ - федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина";


УЭХК - Уральский электрохимический комбинат;


ф. - фидер;


ФГБУ - федеральное государственное бюджетное учреждение;


ФГУП - федеральное государственное унитарное предприятие;


ФСК - федеральная сетевая компания;


ЭПК - экспериментально-производственный комбинат;


ЭСК - электросетевой комплекс;


ЦГБ - центральная городская больница;


ЦТП - центральный тепловой пункт;


ЦЭС - центральная электрическая станция;


яч. - ячейка;


Pуст - мощность установленная.


На основании Указа Губернатора Свердловской области от 29.04.2022 N 216-УГ настоящий документ признан утратившим силу.


 



 

Яндекс.Метрика     Астрономическая обсерватория ПетрГУ     Институт экономики и права    
  
   © 2024 Кодекс ИТ